1 ПРОЕКТНИЙ РОЗРАХУНОК РЕЖИМУ РОБОТИ ПЕРШОЇ

КОМПРЕСОРНОЇ СТАНЦІЇ

У процесі технологічного проектування магістрального газопроводу вико-нується проектний розрахунок режиму роботи першої компресорної станції (КС1), яка знаходиться на початку газотранспортної системи. Режим роботи КС1 може помітно відрізнятися від режиму роботи всіх інших КС газопроводу. Це пояснюється тим, що параметри стану газу на вході КС1 (тиск і температу-ра) можуть суттєво відрізнятись від аналогічних параметрів стану газу на вході інших КС протяжної газотранспортної системи.

Метою проектного розрахунку режиму роботи першої компресорної станції є визначення проектної пропускної здатності газопроводу, вибір типу газопере-качувального агрегату (ГПА), визначення кількості робочих агрегатів та обчис-лення параметрів проектного режиму роботи ГПА.

Вхідними даними для проектного розрахунку режиму роботи першої комп-ресорної станції є:

Нижче наведений обчислювальний алгоритм і характеристика програмного забезпечення для виконання проектного розрахунку режиму роботи першої на трасі газопроводу КС. Приймаємо, що КС оснащена повнонапірними відцентро-вими нагнітачами з приводом від газотурбінних установок з номінальним тис-ком газу на виході 7,5 МПа.

1.1 Алгоритм розрахунку режиму роботи першої КС

Обчислювальний алгоритм базується на використанні розрахункових фор-мул, які рекомендовані чинними нормами технологічного проектування магіст-ральних газопроводів [ 1,2].

1.1.1 Розрахунок фізичних властивостей природного газу

Виходячи з складу газу визначаємо молярну масу газу М, газову сталу R, відносну густину за повітрям і густину газу за нормальних умовH

j xj (1.1)

де Мj - молярна маса j -го компоненту природного газу;

хj - об'ємна частка j-го компоненту природного газу;

R = , (1.2)

, (1.3)

рн =1,293. (1.4)

Знаходимо псевдокритичні параметри природного газу тиск Рпк і температуру Тпк

Pпк = , (1.5)

Тпк = , (1.6)

де Рkj, Тkj - критичний тиск і критична температура j - ого компоненту газу;

п- кількість компонентів у природному газі. Обчислюємо нижчу теплоту згорання природного газу

QPH = (1.7)

де QPH - нижча теплота згорання j- ого компоненту газу;

n1 - кількість горючих компонентів у природному газі.

1.1.2 Визначення оцінювальної пропускної здатності газопроводу

При технологічному проектуванні газотранспортної системи вибираються кілька технологічно можливих конкуруючих варіантів магістрального газопро-воду, які відрізняються діаметром трубопроводу, типом газоперекачувальних агрегатів тощо. Подальший розрахунок режиму роботи першої КС проводиться для кожного конкуруючого варіанта газопроводу.

Вибір конкуруючих варіантів газопроводу залежно від заданої продуктивнос-ті може бути орієнтовно виконаний за допомогою даних таблиці 1.1.

Таблиця 1.1- Орієнтовна продуктивність газопроводу залежно від діаметра і тиску газу на виході КС

Зовнішній діаметр труб, мм | Продуктивність, млрд.м3/рік, при тиску газу на виході КС | Зовнішній діаметр труб, мм | Продуктивність, млрд.м /рік, при тиску газу на виході КС

Р=5,5 МПа | Р=7,5 МПа |

Р=5,5 МПа | Р=7,5 МПа

325 | 0,5 | 0,7 | 820 | 5,9 | 7,5

377 | 0,6 | 0,9 | 1020 | 9.1 | 12,5

426 | 0,9 | 1,4 | 1220 | 14,6 | 19,5

530 | 1,6 | 2,5 | 1420 | 10,0 | 29,0

630 | 2,6 | 4,0

720 | 3,7 | 5,5

Визначаємо оцінювальну пропускну здатність магістрального газопроводу

(млн.м3/добу при 293,15 К і 0,1013 МПа) за формулою [1]

(1.8)

q0 = , млн.м3/д

де к - оцінювальний коефіцієнт використання пропускної здатності, який визначають за формулою

к = k k k

(1.9)

де k - коефіцієнт розрахункової забезпеченості газопостачання споживачів,

слід приймати кро - 0,95 ;

k - коефіцієнт екстремальних температур, слід приймати кзт = 0,98;

k- оцінювальний коефіцієнт надійності газопроводу, значення якого зале-жить від діаметра і довжини газопроводу, приймається за таблицею 19 [1] або за таблицею 4.1 [2].

Проектною пропускною здатністю магістрального газопроводу називають пропускну здатність, яка відповідає оптимальному варіанту. Для визначення оп-тимального варіанта параметрів газопроводу необхідно для кожного конкурую-чого варіанта виконати весь комплекс технологічних розрахунків.

В подальших розрахунках приймаємо, що проектна пропускна здатність лі-нійної частини газопроводу і проектна продуктивність першої КС дорівнюють розрахованій за формулою (1.8) оцінювальній пропускній здатності кожного конкуруючого варіанта

q = q0 , Q = q0 (1.10)

1.1.3 Вибір типу ГПА і математичне моделювання характеристик нагнітача

Визначаємо абсолютний тиск газу на вході в компресорний цех

Рвс = РвхКС - Рвх (1.11)

де Рвх - втрати тиску у вхідних технологічних комунікаціях КС, приймаємо згідно з таблицею 1 [1] або згідно з таблицею 2.1 [ 2 ].

За пропускною здатністю магістрального газопроводу і тиском газу на вхо-ді в компресорний цех підбираємо тип ГПА.

Виконуємо математичне моделювання зведених газодинамічних характери-стик відцентрових нагнітачів. Для опису залежності коефіцієнта підвищення ти-ску н (за умови, що зведені відносні оберти дорівнюють одиниці), політропі-

-ний ККД і зведеної відносної внутрішньої потужності (Ni/pвс) від зведеної об'ємної продуктивності нагнітача за умов на його вході Qзв використовуємо тричленні поліноми вигляду

ен=а1+а2Qзв+а3Qзв2, (1.12)

зпол = b1+b2 Qзв +b3Qзв2, (1.13)

(Ni/pвс)= c1+c2 Qзв +c3 Qзв2 (1.14)

Коефіцієнти математичних моделей можуть бути визначені методом най-менших 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 зо-ні нагнітача. Наприклад, для рівняння (1.12) формули для обчислення значень коефіцієнтів приймають вигляд

= , (1.15)

= , (1.16)

= . (1.17)

де е1, е2, е3 - значення ступеня підвищення тиску (за умови рівності