ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

315

m−1

Tн. = pн. m ,

Tв. pв.

где m − показатель политропы. Подставив в эту формулу данные из условия задачи, получим:

Следовательно, показатель политропического процесса сжатия газа на КС равен ≈1,27 .

Далее имеем:

то есть температура газа увеличится ≈5,3 0С.

224. Сначала вычисляем параметры перекачиваемого газа:

Затем определяем приведенные параметры режима работы центробежного нагнетателя:

По характеристикам ЦБН 370-18-1, рис. 1.13, находим приближенное значение степени сжатия: ε 1,19 .

225. Сначала вычисляем параметры перекачиваемого газа:

R = 831418,5 449,4 Дж/кг К;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По характеристикам Н 300-1,23, рис. 1.14, находим приближенное значение степени сжатия: ε 1,31.

227. Рассчитываем параметры газа и режима перекачки:

ρст. = ρвозд. ∆ =1,204 0,59 0,710 кг/м3;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

317

Поскольку степень сжатия ε газа центробежным нагнетателем известна и равна 1,25, то по характеристикам на-

228. Приближение строим по двум точкам, имеющим абсциссы (Qв.пр. )1 = 350 м3/мин; и (Qв.пр. )2 = 550 м3/мин, рис. 1.13.

Пусть(nn0 )пр. = 0,95 . Подставив заданные расходы и соот-

ветствующие им степени сжатия в уравнения аппроксимации, получим систему линейных уравнений для коэффициентов a и b:

1,2252 = a − b 3502 ,

1,15052 = a − b 5502.

Разрешив систему, найдем: a =1,62 ; b = 0,983 10−6 . Таким образом, первую из характеристик нагнетателя можно представить в виде: ε2 =1,62 − 0,983 10−6 Qв.пр.2 .

Аналогично находим вид остальных характеристик:

(nn0 )пр. =1,00 : ε2 =1,69 −1,041 10−6 Qв.пр.2 ;

(nn0 )пр. =1,05 : ε2 =1,79 −1,235 10−6 Qв.пр.2 .

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

318

229. Приближение строим по двум точкам, имеющим абсциссы (Qв.пр. )1 = 250 м3/мин; и (Qв.пр. )2 = 450 м3/мин, рис. 1.14.

Пусть (nn0 )пр. = 0,95 . Подставив заданные расходы и соот-

ветствующие им степени сжатия в уравнения аппроксимации, получим систему линейных уравнений для коэффициентов a и b:

1,252 = a − b 2502 ,

1,132 = a − b 4502.

Разрешив систему, найдем: a =1,69 ; b = 2,040 10−6 . Таким образом, первую из характеристик ЦБН Н-300-1,23 можно предста-

вить в виде: ε2 =1,69 − 2,040 10−6 Qв.пр.2 .

Аналогично находим вид остальных характеристик:

(nn0 )пр. =1,00 : ε2 =1,76 − 2,165 10−6 Qв.пр.2 ;

(nn0 )пр. =1,05 : ε2 =1,91 − 2,668 10−6 Qв.пр.2 .

230. Сначала вычисляем параметры перекачиваемого газа:

ρст. = ρвозд. ∆ =1,204 0,62 0,746 кг/м3;

Затем определяем приведенные параметры режима работы центробежного нагнетателя:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

319

Поскольку степень сжатия ε в рассматриваемом случае известна и равна 1,2, то необходимо, используя приведенные характеристики Н 300-1,23, рис. 1.14, подобрать такое значениеnn0 ,

чтобы точка с координатами (Qв. )пр. =295(nn0 ) и ε =1,2 лежала на характеристике(nn0 )пр. =1,028 nn0 . Ответ на этот вопрос ищем методом последовательных приближений.

где значение (Nρв. )пр. берется согласно приведенной характеристике Н 300-1,23 при (Qв.)пр. = 337 м3/мин, рис. 1.14: (Nρв. )пр. 137 кВт/(кг/м3). Подставляя это значение в формулу для мощности, находим: N =17,65 137 2418 кВт и мощность Nвлп. на валу привода: Nвлп. = 2418 +100 = 2518

кВт.

231. Сначала вычисляем параметры перекачиваемого газа:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Поскольку степень сжатия ε в рассматриваемом случае известна и равна 1,25, то необходимо, используя приведенные характеристики 370-18-1, рис. 1.13, подобрать такое значениеnn0 ,

рис.1.13), следовательно, можно считать, что решение найдено.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

321

Имеем: n = 0,982 n0 = 0,982 4800 4714 об/мин.

232. Используя формулы (122) – (125), вычислим давление pн. в начале участка газопровода, необходимое для

транспортировки газа, и соответствующую ему степень сжатия ε. Имеем:

pн.2 =pк.2 +B Qк.2 L, ( dэ. = d ; К=1), гдеB = A12 = 0,3452 1010 ZTd5,2∆ .

Вычисляем коэффициент В. Сначала рассчитываем коэффициент Z сжимаемости газа, принимая в качестве первого приближения среднее давление, равным давлению в конце участка газопровода.

Z =1−0,4273 (3,54,7) (285200)−3,668 0,913 .

Коэффициент В:

B = 0,3452 1010 0,913 285 0,62 5,515 10−5 . 11965,2

Отсюда находим:

pн. = 3,52 +5,515 10−5 10000350 2 125 4,23МПа,

следовательно, среднее давление pср. на участке газопрово-

да равно: 23 (4,23 +3,52 7,73) 3,88 МПа.

Выполняя расчеты второго приближения для давления p = pср. = 3,88 МПа, имеем:

Z =1−0,4273 (3,884,7) (285200)−3,668 0,904 .

Коэффициент В:

B = 0,3452 1010 0,904 285 0,62 5,461 10−5 . 11965,2

Отсюда находим:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

322

pн. = 3,52 +5,461 10−5 10000350 2 125 4,22 МПа,

то есть найденное значение давления pн. в начале участка

практически не изменилось. Следовательно, степень сжатия ε, которую должны обеспечивать нагнетатели Н-300-1,23,

равна4,223,5 1,21.

После того, как требуемая степень сжатия найдена, вы-

числим параметры газа в линии всасывания каждого нагнетателя, учитывая их параллельное соединение:

необходимо, используя приведенные характеристики Н-300-1,23, рис. 1.14, подобрать значение nn0 так, чтобы точка с координатами (Qв. )пр. = 255(nn0 ) и ε =1,21 лежала на характеристи-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

323

ке(nn0 )пр. =1,032 nn0 . Подбор осуществляем методом после-

довательных приближений.

1) Полагаем (nn0 )пр. =1,0 n n0 =1,0 1,032 0,969 ;

рис.1.14), что больше необходимого значения 1,21. Следовательно, (nn0 )пр. нужно уменьшить

2) Полагаем (nn0 )пр. = 0,95 n n0 = 0,95 1,032 0,921;

рис. 1.14), следовательно, (nn0 )пр. нужно еще уменьшить. 3) Полагаем (nn0 )пр. = 0,90 n n0 = 0,9 1,032 0,872 ;

1.14), следовательно, можно считать, что решение найдено.

Имеем: n = 0,872 n0 = 0,872 6150 5360 об/мин.

Определяем мощность Nвлп. на валу привода ЦБН. Согласно (130), имеем:

где значение (Nρв. )пр. берется согласно приведенной характеристике Н-300-1,23 при (Qв. )пр. = 292 м3/мин, рис. 1.14:

кВт.

Поскольку агрегатов 2, то суммарно потребляемая ими мощность составляет 2 ×2700 ≈ 5400 кВт или 5,4 МВт.

233. Используем формулу (125): pн.2 =pк.2 +B Qк.2 L, ( dэ. = d ; К=1),

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

324

Затем рассчитываем коэффициент Z сжимаемости газа, принимая в качестве первого приближения среднее давление, равным давлению в конце участка газопровода, а температуру – средней по участку:

Z =1−0,4273 (3,84,75) (291,6195)−3,668 0,922 .

Коэффициент В:

B = 0,3452 1010 0,922 291,6 0,65 5,974 10−5 . 11965,2

Отсюда находим:

pн. = 3,82 +5,974 10−5 21000 2 105 5,90 МПа.350

Найденное значение показывает, что среднее давление pср. на участке газопровода равно: 23 (4,5+5,92 10,4) 5,23

МПа, что выше принятого 3,8 МПа. Следовательно, расчет может быть откорректирован.

Выполняя расчеты второго приближения для давления p = pср. = 5,23 МПа, имеем:

Z =1−0,4273 (5,234,75) (291,6195)−3,668 0,892 .

Коэффициент В:

B = 0,3452 1010 0,892 291,6 0,65 5,780 10−5 . 11965,2