9.4 Розрахунок робочих параметрів поршневих газоперекачувальних агрегатів

Потужність, яка споживається, і продуктивність поршневих ГІГА визначається за їх завантажувальними характеристиками.

При відсутності завантажувальних характеристик допускається визначення параметрів поршневих ГПА розрахунковим шляхом.

Об'ємна продуктивність, м³/с (при параметрах на вході в одноступінчатий поршневий компресор) дорівнює

Q_c = 0,94 V_Н • n , (9.46)

де Vn - об'єм, який описується поршнями компресора за один оберт вала

(робочий об'єм), м³;

п - частота обертання вала компресора, с^-1 ;

z_bc, z_haг - відповідно коефіцієнти стисливості газу при умовах всмоктування і

нагнітання компресора;

ε - степінь підвищення тиску в компресорі;

α_С - сумарний відносний об'єм мертвого простору.

Сумарний відносний об'єм мертвого простору визначається за

формулою

а_с = , (9.47)

де α - власний відносний об'єм мертвого простору циліндра;

V_Р - сумарний об'єм підключених регуляторів продуктивності.

Потужність , що споживається поршневим ГПА, в кВт, розраховується за

формулою

74

N= (ε^0.245-1)= ( ε^0.245-1), (9.48)

де p_bc - тиск на вході компресорного цеху, МПа;

Q_C - об'ємна продуктивність, м³/с;

η_АД - адіабатний ККД компресора, що приймається рівним: 0,8-0,82 при степенях стиску ε =1,3-1,5; 0,82-0,85 при ε =1,51-1,7; 0,85-0,83 при ε =1,71-2,5;

Підвищення температури для розрахунку температури газу на нагнітанні (виході) поршневого ГПА визначається за формулами

ΔТ_Н=Т_НС(ε^0.245-1), (9.49)

Т_НАГ=Т_ВС+ΔТ_н. (9.50)

Потужність, яка споживається компресором поршневого ГПА, повинна знаходитись в межах потужності приводу Ne^Р

N ≤ Ne^Р.

Технологічний розрахунок магістральних нафтопроводів

В цьому випадку станцію необхідно би ставити в точці А . Внаслідок цього тиск на понижених дільницях траси може досягнути величини, що перевищує допустимий тиск в трубо­проводі. Якщо ж в районі пункту Л прокласти лупінг, а не споруджувати станцію, то тиск на понижених ділянках буде значно зменшено.

Слід зазначити, що при обладнанні насосних станцій від­центровими насосами лупінги з метою зміни необхідного міс­ця розміщення станцій застосовують дуже рідко.

Для станцій з відцентровими насосами межі зони їх мож­ливого розміщення на трасі трубопроводу визначаються діа­пазоном допустимих значень підпорів. Права межа визнача­ється найменшим підпором ΔН , а ліва - найбільшим під­пором ΔН (рисунок 3.14).

Рисунок 3.14 - Межі зон можливого розміщення перекачувальних станцій

76

Технологічний розрахунок магістральних нафтопроводів

A-BQ²=1.02 λ Q²[L-x(1-ω)]+Δz + h_K (3.111)

або узагальненої формули Лейбензона

A-BQ^2-m = 1,02 [L-x(1-ω)]+ Δz + h_K . (3.112)

Введемо у рівняння балансу напорів технологічне обме­ження тиску рідини на виході НС для забезпечення міцності трубопроводу. Якщо тиск, створений насосами будь-якої НС, перевищує максимально допустиме значення Р_доп, то автома­тично спрацює вузол регулювання, який дроселює частину тиску і забезпечить подачу в трубопровід рідини з тиском, що відповідає максимально допустимому значенню. В такому випадку рівняння балансу напорів записується у вигляді

A-BQ² =1.02 λ Q²[L-x(1-ω)]+Δz+ h_K +h_дp(3.113)

або

A-BQ^2-m=1,02 [L-x(1-ω)]+ Δz + h_K +h_дp, (3.114)

де А, В - коефіцієнти сумарної напірної характерис-тики всіх працюючих насосів, методика їх визначен-ня наведена у розді­лі 4; h_дp- сумарний напір, який повинен дроселюватись на виході насосних станціях трубопроводу

h_дp = nh'_др,

п- кількість насосних станцій на трубопроводі; h'_др- напір, який повинен дроселюватись на одній станції,

77

Перелік рекомендованих джерел

1. Касперович В.К. Трубопровідний транспорт газу: Підручник- Івано-Фран­- ківськ: Факел, 1999. - 194 с з іл.

2. Розганюк В.В., Хачикяи Л.А., Григіль М.А. і ін. Експлуатаційникові газо­- нафтового комплексу. Київ. Росток 1998;432 с.: іл.

3. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/Р.А.Алиев, В.Д.Белоусов, А.Г.Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Недра, 1988.-368с.:ил.

4. СП и П 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

5. Норми технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86). -М.:Миннефтепром, 1987.-109 с.

6. Общесоюзные норми технологического проектирования. Магистральные трубопроводы.Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. -М.: Мингазпром, 1985.-221 с. :ил.

7. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ре- дакцыей А.К.Дерцакяна. -Л.: Недра, 1977. - 519 с.: ил.

8. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании й експлуатации нефтебаз й нефтепроводов. Учебное пособие для вузов. - М.:Недра, 1981.-177с. :ил.

9. Новоселов В.Ф., Гальянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовие расчеты при проектировании и експлуатации газопроводов. Учеб.пособие для вузов. - М.: Недра. 1982-137 с.: ил.