Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

Для расчетов режимов работы КС применяются характерис­тики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления e, политропического к. п. д. h_ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности

                                                             (31)

от приведенной объемной производительности

                                                                          (32)

при различных значениях приведенных относительных оборотах

   ,                                         (33)

где r_ВС, z_ВС, T_ВС, Q _ВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R – газовая постоянная;

z_ПР, R_ПР, T_ПР – условия приведения, для которых построены характеристики;

N_i – внутренняя (индикаторная) мощность;

n, n_Н – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика (рис.1).

Порядок определения рабочих параметров следующий:

3.1. По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости z_ВС;

3.2. Определяется плотность газа r_ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания

 ;                                              (34)

 ;                                              (35)

 ,                                                       (36)

где Q_КС=Q, Q_ЦН – соответственно производительность КС и ЦН при стандартных условиях;

m_Н – число параллельно работающих ЦН (групп ЦН).

       Q_НОМ – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м³/сут.

 

 

Рис. 48. Приведенная характеристика ВНИИГаза

 

3.3. Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются Q_ПР и [n / n_Н]_ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рис. 48).

3.4. Определяется требуемая степень повышения давления

,                                                             (37)

где Р_ВС,Р_наг – соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Проведя горизонтальную линию из e до кривой abc найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим Q_ПР. Аналогично определяются h_ПОЛ и [N_i /r_ВС]_ПР. Значение Q_ПР должно удовлетворять условию Q_ПР ³ Q_{ПР min}, где Q_{ПР min} – приведенная объемная производитель­ность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

3.5. Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН

,                                              (38)

где n – фактическая частота вращения ротора ЦН, определяемая из (32)

,                                                        (39)

3.6. Определяется мощность на муфте привода

,                                                              (40)

где N_МЕХ –механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке (табл.3).

 

таблица 3.

Механические потери мощности для некоторых типов ЦН

Тип нагнетателя	NМЕХ, кВт
370	100
235	250
Н-300	100
ГПА Ц-6,3	80
ГПА Ц-16	140
Н-16-76	160

 

3.7. Вычисляется располагаемая мощность ГТУ

,                              (41)

где    N_e^Н – номинальная мощность ГТУ;

k_Н – коэффициент технического состояния по мощности;

k_ОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_ОБЛ=1);

k_У – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

k _t – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ;

T_ВОЗД, T_ВОЗД^Н – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха,К

Значения N_e^Н, k_Н, k_ОБЛ, k_У, k _t, T_ВОЗД^Н принимаются по справочным данным ГТУ.

 

3.8. Производится сравнение N_e и N_e^P. должно выполняться условие N_e £ N_e^P. При невыполнении этого условия следует увеличить число m_Н и повторить расчет начиная с пункта 3.2.

3.9. Определяется температура газа на выходе ЦН

,                                            (42)

где k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

Цель расчета:

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (ПС);

2. расстановка ПС по трассе нефтепровода;

3. расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

 

Исходные данные:

§ Годовая производительность нефтепровода, млн. т /год                         G_Г;

§ Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют), км L;

§ Разность геодезических отметок, м                                                            Dz=z_К-z_Н.

§ Средняя расчетная температура перекачки, °С                                                    t_Р.

§ Плотность нефти при температуре 293К (20°С), кг/м³                                        r₂₉₃;

§ Вязкость нефти при 273К (0°С) и 293К (20°С), мм²/с (сСт)                    n₂₇₃, n₂₉₃ ;.

 

Таблица 1.

Свойства трубной стали и толщины стенок труб

DН, мм	Марка стали	RН1, МПа	RН2, МПа	Толщина стенки, мм
530	17ХГС	520	360	6; 6,5; 7; 7,5; 8
720	17ХГС	520	360	7,5; 8; 8,5; 9; 10; 11; 12
820	17Г1С	520	360	8,5; 9; 10,5; 11; 12
1020	14Г2САФ	520	380	9,5; 10; 11; 12,5; 14
1220	16Г2САФ	570	420	11; 11,5; 12; 13; 15

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (ПС)

§ Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

                                                         (1.1)

где    L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

         n – число участков.

 

§ Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

                                           (1.2)

где    r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³;

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃, кг/(м³∙К) – температурная поправка.

 

§ Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

                                      (1.3)

где    n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

формула Филонова-Рейнольдса

                                       (1.4)

где    u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

 

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл.2).

Таблица 2.