книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

4.11. Типы и характеристики центробежных нагнетателей

В настоящее время на предприятиях магистрального транс­ порта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приво­ дом от электродвигателей. Различают полнонапорные центро­ бежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате е = 1,45... 1,5 и неполнона­ порные нагнетатели, степень повышения давления у которых составляете = 1,2... 1,3.

На практике применяют параллельное и последователь­ но-параллельное соединение ГПА (рис. 4.15). Полнонапорные центробежные нагнетатели соединяются параллельно (одно­ ступенчатое сжатие). Неполнонапорные ЦН соединяются после­ довательно в группу, что позволяет повысить суммарную степень

Рис. 4.15. Схемы соединения ГПА на компрессорных станциях:

а — параллельное соединение полнонапорных ГПА; б — последовательно­ параллельное соединение неполнонапорных ГПА; УОГ —узел очистки газа; АВО —аппараты воздушного охлаждения газа

На рис. 4.15 использованы следующие обозначения:

Рк , Рнлг—соответственно давление во всасывающей и нагнета­ тельной линии ЦН;

ДРк — потери давления во всасывающей линии КС. Величина АРК зависит от рабочего давления в газопроводе и чис­ ле ступеней в установке очистки газа (табл. 4.2);

Для расчетов режимов работы КС применяются характери­ стики ЦН. Одним из универсальных видов является приведен­ ная характеристика ЦН по методике ВНИИГаза (рис. 4.16), представляющая зависимость степени повышения давления е, политропического коэффициента полезного действия Чг,оли при­ веденной относительной внутренней мощности

от приведенной объемной производительности

(4.110)

п

при различных значениях приведенных относительных обо­ ротов

фициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям вса­ сывания; R - газовая постоянная; Znp, Rnp, Tпр- усло­ вия приведения, для которых построены характери­ стики; N. —внутренняя (индикаторная) мощность; и, пи —частота вращения вала ЦН, соответственно рабо­ чая и номинальная.

Основные параметры некоторых топов ЦН приведены втабл. 4.3.

Таблица 4.3

Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей при номинальном режиме работы

4.Определяется требуемая степень повышения давления е. Проведя горизонтальную линию из е, находят точку пересе­ чения с кривой abc. Восстанавливая перпендикуляр из полу­ ченной точки до пересечения с горизонтальной осью, нахо­ дят величину Qnp. Аналогично определяются г}поли Щ/рк ]пр. Значение Qnpдолжно удовлетворять условию 0 ЯР> QnPmin, где Qnpmjn —приведенная объемная производительность на грани­ це зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

5.Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН, по формуле

где NUEX —потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА). Величину потерь мощности NMEXориен­ тировочно можно принимать как процентную долю от номинальной мощности привода: 1 % для газотурбин­ ного привода и 1,5 % для электропривода.

4.12. Порядок технологического расчета магистрального газопровода

Целью режимно-технологического расчета газопровода явля­ ется решение следующих задач:

определение диаметра газопровода;

определение необходимого количества компрессорных стан­ ций и расстановка их по трассе газопровода;

расчет режимов работы КС;

уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы и промежуточных КС до конеч­ ного пункта газопровода.

Для выполнения технологического расчета газопровода необ­ ходимы следующие исходные данные:

компонентный состав транспортируемого природного газа; годовая производительность газопровода Qp млрд м3/год;

протяженность газопровода L и условия прокладки, профиль трассы, климатические и теплофизические данные по ней

(Т0, Тддур А^).

Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке.

1)По известному составу определяются основные физические свойства газа:

плотность газа при стандартных условиях рСТпо формуле (4.1); относительная плотность газа по воздуху Д по формуле (4.4); молярная масса газа МГпо формуле (4.2); псевдокритические температура ТПКи давление Рпк по фор­ мулам (4.6) и (4.7);

газовая постоянная R по формуле (4.5).

2)В соответствии с табл. 4.4 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магис­ тральные газопроводы проектируются на рабочее давле­ ние Р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление Р = 5,6 МПа производится только для случаев со­ единения проектируемых газопроводов с системой суще­ ствующих газопроводов такого же рабочего давления.

Таблица 4.4

Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в зависимости

от его условного диаметра и рабочих давлений

(при fJtc= 80... 120 км, £=0,95)

Годовая производительность Qmjr млрд м3/г

Dy, мм

Продолжение таблицы 4.4

Годовая производительность Qmrn млрд м3/г

3)Рассчитывается оценочная пропускная способность газо­ провода (коммерческий расход, млн м3/сут)

365•кн '

где к н = к ю - к ЭТ- к щ —оценочный коэффициент пропускной способности газопровода; к ю — коэффициент расчет­ ной обеспеченности потребителей, к ю = 0,95; к эт— ко­ эффициент учета экстремальных температур, к эт= 0,98; к НД —оценочный коэффициент надежности газопрово­ да, зависящий от длины и диаметра газопровода, учи­ тывающий необходимость компенсации снижения про­ пускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС, принимаемый в соответ­ ствии с табл. 4.5.

Таблица 4.5

Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода кт

4)Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН (табл. 4.2) определяются номи­ нальные давления всасывания РК и нагнетания Рнлг.

5)Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номи­ нальному давлению нагнетания, по формуле (2.6) либо (2.8) вычисляется толщина стенки 8дгазопровода. Коэффициент надежности по нагрузке принимается равным я =1,1. Вы­ численное значение толщины стенки ôgокругляется в боль­ шую сторону до стандартной величины 6 из рассматривае­ мого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D.

6)Определяются давления в начале и в конце линейного участ­

ка газопровода

Рк ~ Рве ~ ^Рвс-

7)По формуле (4.40) рассчитывается среднее давление в ли­ нейном участке газопровода.

8)Для расчета расстояния между КС задаемся в первом при­ ближении ориентировочным значением средней температу­ ры на линейном участке

где Тн — начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Тн = = 293...303 К (20...30 °С); Т0 —температура окружаю­ щей среды на уровне оси газопровода.

9)При Р = Рср и Т = Тср по формулам (4.11) рассчитываются приведенные температура Тпри давление Рпр.

10)По формуле (4.10) определяется коэффициент сжимаемости Zcp.

11)Полагая в первом приближении режим течения газа квадра­ тичным, по формулам (4.84) и (4.87) рассчитываются коэф­ фициенты гидравлического сопротивления Хтри А.

12)Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС