Qзв = м3/хв,

Згідно номограми е = 1, 4

Рнаг = 5,33 • 1,54 = 7,46 МПа.

За формулами (1.31) і (1.32) знаходимо густину газу за умов входу в нагнітач і внутрішню потужність нагнітача

рвс = кг/м3,

Ni = кВт

За формулою (1.33) обчислюємо потужність, спожиту нагнітачем

N = кВт

За формулою (1.30) визначаємо температуру газу на виході нагнітачів

Тнаг = К

За формулою (1.39) знаходимо витрати паливного газу, зведену до стандарт-них умов, для одного ГПА при проектному режимі роботи

qПГ =

За формулою (1.40) обчислюємо проектні витрати паливного газу для комп-ресорного цеху

QПГ = 3,67?3 = 11 тис.м3/год.

Витрати газу на технологічні потреби і технічні втрати КС і лінійної ділянки відповідно до формули (1.41)

QТП = 0,02 • 5 • 6300 • 10-3 = 0,63 тис. м3/год.

За формулою (1.42) знаходимо витрати газу на власні потреби КС

QКС = (11+0,63) • 24 • 10-3 = 0,279 млн. м3/добу.

Таким чином для перекачування 33,92 млн.м3 /добу газу необхідно передбачити паралельну роботу трьох ГПА-Ц-6,3/76, нагнітачі яких повинні працювати при проектних обертах п = 7200 об/хв. При цьому тиск газу на нагнітанні дорівнює номінальному значенню Рнаг - 7,46 МПа, зведена витрата газу через нагнітач Qзв = 120,1 м3/хв. більша за мінімально допустиму із умови безпомпажної роботи Qmin = 116 м3/хв., витрати потужності нагнітача N =4747 кВт менші за наявну по-тужність газотурбінного приводу з врахуванням конкретних умов = 5393 кВт. Всі технологічні обмеження виконуються і розрахований режим ро-боти КС може бути практично реалізований. Витрати паливного газу компресорного цеху становлять 11 тис. м3/год., а на власні потреби КС1 при реалізації проектного режиму роботи становлять 0,279 млн.м 3/добу.

1.3 Характеристика програми для розрахунку проектного режиму роботи КС

Описаний вище алгоритм проектного розрахунку режиму роботи КС реалі-зований в програмі РG1. Програма за структу-рою циклічна, розгалужена, в ній реалізується метод послідовних наближень з метою визначення проектної кількості обертів нагнітачів. У програмі передбачені дві підпрограми для розрахунку коефіцієнтів математичних моделей характерис-тик нагнітачів та для визначення параметрів роботи ГПА. Приклад роздруківки результатів проектного розрахунку режимів роботи КС за програмою РG1 наве-дений у додатку А. У таблиці 1.3 наведені вхідні ідентифікатори програми РG1.

Таблиця 1.3 - Вхідні ідентифікатори програми РG1 для розрахунку режиму роботи першої КС

Назва параметра | Позначення | Одиниця вимірю-вання | Числове зна-чення у при-кладі

в алгоритмі | у програмі

Продуктивність газопроводу | Qз | QR | млрд.м3/ рік | 11.2

Абсолютний тиск газу на вході КС | Р вх КС | РКG | МПа | 5,45

Температура газу на вході КС | T вх КС | TКG | К | 295

Склад природного газу у % (за об'ємом): метан етан пропан бутан пентан азот вуглекислий газ | Xj | V(J) | % | 97.26 1.00 0.02 0.01 0.01

1.50

0.20

Середня за розрахунковий період тем-пература повітря | Ta |

ТРОV | °С | 20

Оцінювальний коефіцієнт надійності газопроводу |

конд |

KND | - | 0,98

Відповідні значення ступеня підвищен-ня тиску газу при зведених відносних обертах нагнітача рівних одиниці

Три значення зведеної витрати газу че-рез нагнітач з його паспортної характе-ристики | е1,е2,е3,

Q1,Q2,Q3 | EX1,EX2,EX3

QX1,QX2,

QX3 | -

м3/хв |

1.48;1.46;1.3

116,160,210

Відповідні значення політропічного ККД нагнітача | з1,з2,з3 | EPX1,EPX2,EPX3 | - | 0,77; 0,84; 0,73

Відповідні значення зведеної відносної внутрішньої потужності нагнітача | N1,N2,N3 | NX1,NX2,

NX3 | кВт/(кг/м3) | 144,166,160

Зведений коефіцієнт стисливості газу | Zзв | ZZ | - | 0,9

Зведена температура газу на вході ВН | Т вс зв | TVZ | K | 293

Зведена газова стала | R зв | RZ | Дж/(кгК) | 508,2

Номінальна частота обертання вала ВН | nH | NN | об/хв | 8200

Закінчення таблиці 1.3

Назва параметра | Позначення | Одиниця вимірюван-ня | Числове зна-чення у при-кладі

в алгоритмі | у програмі

Механічний ККД нагнітача | зM | ЕМ | - | 0,984

Мінімально допустима витрата газу че-рез ВН | Qmin | QMIN | м3/хв | 116

Максимально допустимий тиск на ви-ході нагнітача | Pдоп | РD | - | 7,46

Номінальна потужність ГТУ | NGTY | кВт | 6300

Коефіцієнт, який враховує технічний стан ГТУ | KN | KN | - | 0,95

Коефіцієнт, який враховує вплив сис-теми проти обмерзання | Коб | КО | - | 1

Коефіцієнт, який враховує вплив сис-теми утилізації тепла | Ку | КY | - | 0,985

Коефіцієнт, який враховує вплив тем-ператури навколишнього середовища | Kt | KT | - | 1,3

Номінальна температура повітря на вході ГТУ | TVZ | К | 288

Розрахунковий атмосферний тиск | Ра | РА | МПа | 0,0969

Кількість працюючих паралельно ГПА | m | М | - | 3

Загальна кількість встановлених ГПА | mу | МY | - | 5

Номінальна витрата паливного газу | QPGP | тис.м3/год | 3,67

Середня питома витрата газу на техно-логічні потреби | НТП | НТР | м3 /(кВт•год) | 0,02

Втрати тиску газу на вході КС | дРвх | DPV | МПа | 0,12

Мінімально допустимі зведені відносні оберти ВН | QZMIN | - | 0,75

2 МЕХАНІЧНИЙ І ГІДРАВЛІЧНИЙ РОЗРАХУНОК МАГІСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДУ

При проектуванні магістрального газопроводу для кожного конкуруючого варіанта виконується механічний та гідравлічний розрахунки.

Метою механічного розрахунку є визначення необхідної товщини стінки трубопроводу залежно від величини робочого тиску.

Метою гідравлічного розрахунку є знаходження необхідної кількості ком-пресорних станцій, обладнаних вибраним типом ГПА.

Вхідними даними для механічного і гідравлічного розрахунків є: