2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится в соответствии с порядком расчета, изложенным в примере 1.11 методических указаний / 3 /.

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем из формулы расхода (9)

. (24)

В этом уравнении величина  определяется с учетом коэффициента динамической вязкости  при средних значениях температуры и давления.

Порядок дальнейшего расчета будет следующий:

2.1. Принимаем в качестве первого приближения значения  и Z_cp , найденные из предварительного определения расстояния между КС.

Значение Т_ср определим по формуле (10).

2.2. По формуле (24) определяем в первом приближении значение Р_к .

2.3. Определяется среднее давление по формуле (21).

2.4. По формулам (18) и (19) с учетом средних значений давления и температуры определяем средние приведенные давление и температуру.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения Т_ср ,  и Z_cp. Для этого при определении Т_ср будем использовать величины средней удельной теплоемкости С_р , эффекта Джоуля-Томсона D_i и коэффициента а , вычисленные для Р_ср и Т_ср первого приближения.

2.5. Удельная теплоемкость газа (кДж/(кгК)) определяется по формуле

. (25)

2.6. Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа

. (26)

2.7. Рассчитываем коэффициент a по формуле

, (27)

где К_ср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²К).

Средняя температура по формуле

. (28)

2.8. Коэффициент сжимаемости Z_cp по формуле (17).

2.9. Коэффициент динамической вязкости по формуле

(29)

2.10. Число Рейнольдса по формуле (16).

2.11. Коэффициент сопротивления трению по формуле (15') и коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (15).

2.12. Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (24).

2.13. Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с п. 2.3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.

2.14. Уточняется среднее давление по формуле (21).

2.15. Определяется конечная температура газа

. (30)

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

3. Выбор типа гпа и расчет режима работы кс

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

(31)

от приведенной объемной производительности

(32)

при различных значениях приведенных относительных оборотах

, (33)

где _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:

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

2. Определяется плотность газа _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. 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).

4. Определяется требуемая степень повышения давления

, (37)

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

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

3. Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН

, (38)

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

, (39)

3. 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. 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. 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.

4. Определяется температура газа на выходе ЦН

, (42)

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