ВВЕДЕНИЕ

Развитие газовой и целого ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта газов из отдельных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. В настоящее время доля потребления природного газа в стране составляет уже свыше 50% и имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту.

Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях, - это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.

В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.

В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т. п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.

Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях и на ближайшую перспективу останется основным видом энергопривода компрессорных станций.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Расчет ведется согласно 5

1.1 Выбор рабочего давления газопровода

Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе Р=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно Рвс=5,1 МПа и Рнаг=7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности [5, таблица 3] принимаем условный диаметр газопровода Dy =1200 мм.

По газопроводу транспортируется газ следующего состава

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	СО2	N2
Объемная доля, %	98,4	0,070	0,010	0,100	1,100

Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД =283К. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах Кср=1 Вт/(м2·К) [8]

Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1220 мм, ТХЗ изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12ГСБ.

Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода

,

где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н =ув), ув=510 МПа [5, приложение А];

m - коэффициент условий работы, который зависит от категории трубопровода (IV категория) m=0,9 [7]; k1- коэффициент надежности по материалу, который зависит конструктивных особенностей принятой трубы, k1=1,4 [7]; kн- коэффициент надежности по назначению, kн=1,05 [7].

Толщина стенки газопровода

,

где Р - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

пр - коэффициент надежности по нагрузке, который зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода; пр=1,1 [7];

R1- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Принимаем стандартную толщину стенки трубы дн=15 мм [5, стр. 48].

Внутренний диаметр газопровода

1.2 Расчет свойств транспортируемого газа

.2.1 Плотность газа при стандартных условиях

где a1,…ап - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа [5, приложение Б]; с1,… сп- плотность компонента при стандартных, условиях (Т=293К, Р=0,1013 МПа), кг/м3 [5, таблица 1].

1.2.2 Молярная масса

=

где М1,... Мn - молярная масса компонента, кг/кмоль [5, таблица 1].

1.2.3 Газовая постоянная

где =8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).

1.2.4 Псевдокритические температура и давление

,

,

где РКРi, ТКРi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по [10].

1.2.5 Относительная плотность газа по воздуху

1.2.6 Суточная производительность газопровода

,

где QГ - плановый объем транспортируемого газа, млрд. м3/год;

КИ- оценочный коэффициент пропускной способности газопровода

,

где КРО - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ, КРО=0,98 [5, стр. 23];

КЭТ - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды, КЭТ =0,98[5, стр. 23];

КНД - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания, КНД =0,985[5, таблица 2].

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций

Пользуясь данными таблицы 4 [5, стр.25], определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между компрессорными станциями

Рн =Рнаг-(дРвых+ дРохл)=7,46-(0,11+0,06)=7,29МПа,

где дРвых - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), дРвых=0,11МПа;

дРохл - потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку дРохл=0,06МПа.

Давление в конце участка газопровода

Рк = Рвс+∆ Рвс =5,1+0,12=5,22МПа ,

где ∆ Рвс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ∆ Рвс =0,12 МПа [5, таблица 4].

Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

,

где То - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, То =278 К (Юбилейное месторождение).

В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению

где kэ - эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м [4];

Dвн - внутренний диаметр трубопровода.

Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.

Среднее давление в линейном участке

Приведенные значения давления и температуры

,

,

где Р=РСР, Т=ТСР - средние давление и температура на линейном участке газопровода соответственно;

РПК, ТПК - псевдокритические давление и температура соответственно.

Коэффициент сжимаемости газа

,

где

Расчетное расстояние между компрессорными станциями составит

где Q - суточная производительность газопровода;

Д - относительная плотность газа по воздуху;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

ZСР - коэффициент сжимаемости газа;

ТСР - средняя температура на линейном участке газопровода.

Определяем расчетное число компрессорных станций

,

где L- протяженность газопровода, км.

Округляем расчетное число КС до целого значения п=7, после чего уточняем расстояние между КС

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Принимаем в качестве первого приближения значения л, ТСР и ZСР из первого этапа вычислений

; ;

Определяем в первом приближении значение Рк

Определяем среднее давление

Определяем средние значения приведенного давления и температуры

Удельная теплоемкость газа

где R - газовая постоянная.

Тогда

Коэффициент Джоуля-Томсона

где

Тогда

Рассчитываем коэффициент а

,

где кср - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, зависящий от того, в каких грунтах прокладывается трубопровод (для смешанных грунтов КСР=1 Вт/(м2·К)).

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса

где

Тогда

Вычисляем коэффициенты лТР и л

Конечное давление во втором приближении

Относительная погрешность определения конечного давления составляет

Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее чем на 1 %, поэтому расчет считается законченным. Результаты расчётов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Наименование расчетного параметра	Первое приближение	Второе приближение
1	2	3
Конечное давление Рк, МПа	5,22	-
Среднее давление РСР, МПа	6,312	-
Приведенная температура Тпр	1,534	-
Приведенное давление Рпр	1,339	-
Теплоемкость газа Ср, кДж/(кг·К)	2,68	-
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	4,245	-
Параметр а	2,627∙10-3	-
Средняя температура Тср, К	289,53	-
Средний коэффициент сжимаемости Zср	0,872	-
Динамическая вязкость газа µ, Па·с	0,912·10-5	-
Число Рейнольдса Re	6,219·107	-
Коэффициент сопротивления трения лтр	9,241∙10-3	-
Коэффициент гидравлического сопротивления л	0,01	-
Конечное давление Р'к, МПа	5,18	-
Относительная погрешность по давлению,%	0,77	-

Уточняется среднее давление

Определяем конечную температуру газа

=

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

2.

ВЫБОР ГПА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС

2.1 Расчет ГПА и режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предлагается установка газотурбинных агрегатов Коберра-183, оборудованных центробежными нагнетателями RF 2BB-30.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвс и температуру Твс газа на входе в центробежный нагнетатель

Рвс=Рк-∆Рвс=5,18-0,12=5,06 МПа,

Твс=Тк=282,9 К

Вычисляем при Р=Рвс и Т=Твс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания

Где

Определяем плотность газа, требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс

где РСТ, ТСТ, ZСТ - соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях.

где Qкс=Q - производительность КС;

Qн - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, Qн=13 млн.м3/сут [5, приложение Ж].

Округляем до mН=3.

Задаваясь несколькими значения оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Qпр и [n/nн]пр. Результаты вносим в таблицу 2.

Таблица 2 - Результаты расчета Qпр и [n/nн]пр

Частота вращения n, мин-1	n/nн	nн/n
3000	0,6	1,667	433,335	0,584
3500	0,7	1,429	371,467	0,681
4500	0,9	1,111	288,803	0,876
5000	1,0	1,000	259,949	0.973
5500	1,1	0,909	236,294	1,07

н=5000 мин-1; Zпр=0,9; Rпр=491 Дж/(кг∙К); Tпр=288 К

При n=5500 мин-1

Полученные точки Qпр - [n/nн]пр наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рисунок 1).

газопровод давление компрессорный производительность

Рисунок 1 - Приведенная характеристика RF 2BB-30

Вычисляем требуемую степень повышения давления

По характеристике нагнетателя (рисунок 1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из е =1,474 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Qпр=305 м3/мин. Аналогично определяем зпол=0,83 и [Ni/свс]пр =385 кВт/(кг/м3).

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН

С учетом, что механические потери мощности составляют 1% oт номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода

где Nмех- механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке ( 1% от номинальной мощности привода).

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ

где Neн - номинальная мощность ГТУ, Neн =12900 кВт [5, таблица 6];

kN - коэффициент технического состояния по мощности, kN=0,95 [5, таблица 6];

kОБЛ - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ =1);

kУ- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии kУ=1);

kt -коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, kt=2,2 [5, таблица 6];

ТВОЗД, ТнВОЗД - соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, ТВОЗД=283 К, ТнВОЗД=288 К (Юбилейное месторождение) [8];

Ра - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, Ра =0,1013 МПа.

Проверяем условие . Условие 9851<11778 выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН

,

где k -показатель адиабаты природного газа, k=1,31 [7].

На этом расчет можно считать завершенным.