згорання газу, = 34500 кДЖ/м3.
Витрати паливного газу для компресорного цеху при роботі т ГПА дорів-нюють
QПГ = qПГ m (1.40)
Витрати газу на технологічні потреби і технічні втрати КС та лінійної діля-нки газопроводу знаходимо за формулою
QТГ = НТП mу N 10-3, млн.м3/д, (1.41)
де НТП - середня питома витрата газу на технологічні потреби, наведена у таб-лиці 26 [1] або у таблиці 5.4 [2];
ту - кількість ГПА, які встановлені в компресорному цеху.
Витрати газу на власні потреби компресорної станції дорівнюють
QКС = QПГ + QТП. (1.42)
Якщо КС оснащена відцентровими нагнітачами з електричним приводом, то витрати паливного газу відсутні, а витрати газу на власні потреби дорівню-ють витратам газу на технологічні потреби і технічні втрати КС.
1.2 Приклад проектного розрахунку режиму роботи першої КС
Для прикладу виконаємо проектний розрахунок режиму роботи першої компресорної станції газопроводу за таких умов:
продуктивність газопроводу Q3 =11,2 млрд.м3 /рік;
довжина газопроводу Lmp = 1050 км;
тиск газу на вході в КС1 Рвх КС = 5,45 МПа;
температура газу на вході в КС1 Твх = 295 К;
склад природного газу у відсотках об'ємних: СН4 – 97,26; С2Н6 - 1,0;
С3Н8 - 0,02; С4Н10 – 0,01; С5Н12 – 0,01;N2 – 1,50; СО2 - 0,20;
середня температура повітря у районі розташування КС Та =293 К;
геодезична позначка місця розташування КС 250 м.
За формулами (1.1)-(1.4) обчислюємо молярну масу газу, газову сталу, відно-сну густину за повітрям і густину газу за нормальних умов
М = (16,043 •97,26 + 30,070 • 1,00 + 44,097 • 0,02 + 58,124•0,01 + 72,151•0,01 + +28,013•1,50 + 44,010 • 0,20) •10-2 =16,43 кг/кмоль,
R = = 506,0 Дж/(кг К),
,
рн =1,293 ? 0,567 = 0,733 кг/м3.
За формулами (1.5) і (1.6) знаходимо псевдокритичні параметри газу
Рпк = (4,61 • 97,26 + 4,88 • 30,070 + 4,25 • 0,02 + 3,73 * 0,01 +
+ 3,38 • 0,01+3,40 • 1,50 + 7,38 • 0,20) • 10-2 = 6,01 МПа
Тпк = (190,55 • 97,26 + 305,43 • 30,070 + 369,82 • 0,02 + 416,64 • 0,01 + 465,00 • •0,01 + 126,26 • 1,50 + 304,20 • 0,20) • 10-2 = 279,8 К.
За формулою (1.7) визначаємо нижчу теплоту згорання природного газу
Qрн = (35760 • 97,26 + 63650 • 30,070 + 91140 • 0,02 + 118530 • 0,01 + 146180 • 0,01)10-2 = 53964 кДж/м3.
Оцінювальний коефіцієнт використання пропускної здатності конкуруючого варіанта газопроводу діаметром 1020 мм обчислюємо за формулою (1.9)
= 0,95 • 0,98 • 0,98 = 0,912.
Визначаємо оцінювальну пропускну здатність газопроводу (млн. м3 /д) при те-мпературі 293,15 К і тиску 0,1013 МПа за формулою (1.8)
млн..м3/добу
Знаходимо абсолютний тиск газу на вході в компресорний цех за формулою (1.11)
Рвс =5,45 - 0,12 = 5,33 МПа.
За пропускною здатністю газопроводу і тиском газу на вході в компресорний цех підбираємо тип ГПА. Для даної компресорної станції вибираємо ГПА-Ц-6,3/76 з такими параметрами:
номінальна продуктивність QН = 11,4млн.м3/д,;
но-мінальний абсолютний тиск газу на вході Рвс =5,14МПа;
передбачаємо парале-льну роботу трьох вибраних ГПА.
Для математичного моделювання графічних зведених газодинамічних харак-теристик нагнітача знімаємо координати трьох точок у робочій зоні і заносимо у таблицю 1.2. Окрім того, з паспортної характеристики нагнітача вибираємо зна-чення зведених параметрів, номінальних обертів, мінімально допустимої із умови безпомпажної роботи подачі
[Твс]зв = 293 К, Zзв=0,9, Rзв = 508,2 Дж/(кг*К), пн = 8200 об/хв, Qтіп =116м3/хв.
Таблиця 1.2 - Вхідні дані для математичного моделювання зведених газодинамічних характеристик нагнітача
Назва параметра | Значення параметра при зведеній подачі за умов
входу, м3 /хв
116 | 160 | 210
Ступінь підви-щення тиску газу | 1,48 | 1,46 | 1,30
Політропічний
ККД | 0,77 | 0,84 | 0,73
Зведена відносна внутрішня потуж-ність, кВт/(кг/м ) | 144 | 166 | 160
Відповідно до завдання максимальна температура повітря для району роз-ташування КС становить Та = 293 К. Маючи геодезичною позначку площадки КС
за таблицею 5.2 [2] знаходимо розрахунковий атмосферний тиск Ра =0,0969 МПа.
Із таблиці 5.1 [2] для ГПА-Ц-6,3 вибираємо вхідні дані для розрахунку наяв-ної потужності ГТУ:
номінальна потужність ГТУ
= 6300 кВт;
коефіцієнт, який враховує допуски і технічний стан ГТУ КN = 0,95;
коефіцієнт, який враховує вплив системи проти обмерзання Коб = 1;
коефіцієнт, який враховує вплив системи утилізації тепла Кут = 0,985;
коефіцієнт, який враховує вплив температури навколишнього середовища Кt = 1,3;
номінальна температура повітря на вході в ГТУ
=288 К;
За формулою (1.19) знаходимо розрахункову температуру повітря на вході ГТУ
Т3 = 293 + 5 = 298 К.
За формулою (1.18) обчислюємо наявну потужність ГТУ для приводу ВН
кВт.
Знаходимо зведені параметри тиску і температури для умов входу в нагнітач за формулами (1.21)
Рзв = , Тзв =
Обчислюємо коефіцієнт стисливості газу за умов входу в нагнітач за формула-ми (1.22) і (1.23)
де
Визначаємо витрати газу через компресорний цех та один ГПА за умов входу у нагнітач за формулами (1.24) і (1.25)
Qвс КС = , м3/хв.
Qвс = м3/хв.
Задаємося номінальними обертами нагнітача п = пн =8200 об/хв.
За формулою (1.26) визначаємо зведену витрату газу через нагнітач
Qзв = Qвс = м3/хв.
Визначаємо зведені відносні оберти нагнітача за формулою (1.27)
Згідно номограми е = 1,54
За формулою (1.29) визначаємо абсолютний тиск газу на виході нагнітачів
Рнаг = 5,33 • 1,54 = 8,2 МПа.
Тиск газу на нагнітанні перевищує допустиме із умов міцності значення, тоб-то не виконується технологічне обмеження параметрів роботи ГПА (1.34). Тому приймаємо рішення про зменшення частоти обертання ротора нагнітача.
Задаємося частотою обертів нагнітача п =