, (4.2)

де кг/кмоль – молекулярна маса повітря.

Визначаємо газову сталу природного газу за формулою

, (4.3)

де Дж/(кг·К) – газова стала повітря.

Знаходимо густину газу за нормальних умов за формулою

, (4.4)

Визначаємо густину газу за стандартних умов

, (4.5)

де - густина повітря за стандартних умов, яка рівна 1,205 кг/м3.

Обчислюємо нижчу теплоту згорання природного газу за формулою

, (4.6)

де - нижча теплота згорання -ого компонента природного газу, наведена у довідниках;

- кількість горючих компонентів природного газу.

4.3 Блок розрахунку наявної потужності газотурбінного приводу газоперекачувальних агрегатів компресорної станції

Наявну потужність газотурбінної установки (ГТУ) для привода відцентрових нагнітачів (ВН) КС визначаємо за методикою, наведеною у чинному на сьогодні міждержавному галузевому нормативному документі “Нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1.- Газопроводы” (ОНТП 51-1-85)

, (4.7)

де - номінальна потужність ГТУ, кВт;

- коефіцієнт, який враховує допуски і технічний стан ГТУ;

- коефіцієнт, який враховує вплив системи, що протидіє обмерзанню;

- коефіцієнт, який враховує вплив системи утилізації тепла відпра-цьованих газів;

- коефіцієнт, який враховує вплив температури навколишнього повітря;

- номінальна температура повітря на вході у ГТУ, К;

- розрахункова температура повітря на вході у ГТУ, К;

- розрахунковий тиск зовнішнього повітря, МПа, який залежить від геодезичної позначки місця розташування компресорного цеху.

Розрахункову температуру повітря на вході ГТУ обчислюємо за формулою

, (4.8)

де - середня температура зовнішнього повітря для періоду, що розглядається;

- поправка на зміну кліматичних параметрів і місцевий підігрів повітря на вході ГТУ, К.

Значення коефіцієнта приймаються за даними технічної документації ГТУ залежно від розрахункової температури повітря, наявності і типу системи, яка запобігає обмерзанню.

Зазначений коефіцієнт приймається рівним 1,0 за таких умов:

- при відсутності системи проти обмерзання;

- при відсутності її впливу на потужність ГПА;

- при розрахунковій температурі повітря на вході ГТУ вищій за 278 К.

Коефіцієнт, який враховує вплив системи утилізації тепла відпрацьованих газів ГТУ можна визначати за формулою

, (4.9)

де - збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ при наявності системи утилізації;

- коефіцієнт впливу збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ.

При відсутності технічних даних системи утилізації допускається приймати .

4.4 Блок математичного моделювання зведених газодинамічних характеристик відцентрових нагнітачів

Виконуємо математичне моделювання зведених газодинамічних характеристик відцентрових нагнітачів. Для опису залежності коефіцієнта підвищення тиску (за умови, що зведені відносні оберти дорівнюють одиниці), політропічного ККД і зведеної відносної внутрішньої потужності від зведеної об'ємної продуктивності нагнітача за умов на його вході використовуємо тричленні поліноми вигляду

, (4.10)

, (4.11)

, (4.12)

Коефіцієнти математичних моделей можуть бути визначені методом найменших квадратів шляхом обробки паспортних або фактичних характеристик відцентрового нагнітача. Достатня точність результатів може бути забезпечена при визначенні коефіцієнтів моделей за координатами трьох точок у робочій зоні нагнітача. Наприклад, для рівняння (4.10) формули для обчислення значень коефіцієнтів приймають вигляд

(4.13)

, (4.14)

, (4.15)

за виконання такої умови

, (4.16)

де - значення ступеня підвищення тиску (за умови рівності одиниці зведених відносних обертів ротора нагнітача) при зведеній продуктивності нагнітача відповідно.

Аналогічні залежності можна записати для визначення коефіцієнтів математичних моделей (4.11) і (4.12).

Вихідними даними для розрахунку режиму роботи ГПА КС є абсолютний тиск і температура газу на вході у ВН, а також кількість паралельно працюючих ГПА .

Визначаємо коефіцієнт стисливості газу за умов входу в ВН

. (4.17)

Задаємося продуктивністю компресорної станції за стандартних умов . Обчислюємо об'ємну продуктивність ГПА КС за умов входу в нагнітачі

, м3/хв. (4.18)

Знаходимо зведену об'ємну витрату газу одного нагнітача

. (4.19)

Приймаємо, що кількість обертів нагнітача дорівнює номінальному значенню . Визначаємо зведену витрату газу за формулою

. (4.20)

Обчислюємо зведені відносні оберти нагнітача за формулою

, (4.21)

де - коефіцієнт стисливості газу, температура газу на вході і газова стала, при яких побудовані зведені газодинамічні характеристики нагнітача.

Використовуючи математичні моделі (4.10) - (4.12), знаходимо ступінь підвищення тиску газу за умови, що зведені відносні оберти нагнітача дорівнюють одиниці, політропічний ККД і зведену відносну внутрішню потужність нагнітача .

Використовуючи теорему подібності режимів роботи відцентрових машин, коригуємо ступінь підвищення тиску для відмінних від одиниці значень зведених відносних обертів нагнітача

, (4.22)

де - коефіцієнт адіабати, .

Визначаємо абсолютний тиск газу на виході нагнітачів

. (4.23)

Температуру газу на виході нагнітачів розраховуємо за формулою

. (4.24)

Обчислюємо густину газу за умов входу в нагнітачі

. (4.25)

Знаходимо внутрішню потужність нагнітача за формулою

. (4.26)

Визначаємо потужність, спожиту нагнітачем

, (4.27)

де - механічний ККД нагнітача.

Розраховані параметри режиму роботи КС повинні бути перевірені на виконання таких технологічних обмежень:

- тиск газу на нагнітанні не повинен перевищувати допустимого із умов міцності значення

, (4.28)

- зведена продуктивність нагнітача за умов входу повинна бути на менша за мінімальне значення , яке забезпечує роботу нагнітача без пом пажа

, (4.29)

- потужність, спожита нагнітачем, повинна бути не менша за наявну потужність газотурбінної установки

, (4.30)

- зведені відносні оберти нагнітача повинні бути не менші за мінімально допустимі

. (4.31)

Абсолютний тиск газу на початку ділянки газопроводу, яка знаходиться за компресорною станцією, режим роботи якої розраховано, знаходимо за формулою

, (4.32)

де - втрати тиску в комунікаціях між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини газопроводу.

4.5 Блок розрахунку витрат газу на власні потреби компресорної станції

Розрахунок витрат газу на власні потреби компресорної станції виконуємо згідно з ОНТП 51-1-85.

Витрати паливного газу за стандартних умов для одного робочого ГПА обчислюємо за формулою

, (4.33)

де - номінальна витрата паливного газу;

кДж/м3.

Витрати паливного газу для компресорного цеху при роботі ГПА дорівнюють

. (4.34)

Витрати газу на технологічні потреби