Тема лекции 7. Расчет режима работы компрессорных станций. Совместная работа газопровода и компрессорных станций

По типу установленного оборудования КС подразде­ляются на поршневые, центробежные и комбинирован­ные; по числу ступеней сжатия газа - на одно- и мно­гоступенчатые; по виду привода - на газомоторные, газотурбинные и электроприводные. Наиболее часто применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом и электроприводом. При пропускной способ­ности 0,5-10 млн. м³/сут применяются поршневые ком­прессоры с приводом от газового двигателя или элек­тродвигателя. В последнее время в качестве привода стали приме­нять авиационные газотурбинные установки, которые отличаются компактностью, мобильностью, удобством управления и контроля и имеют значительные мощности (например, ГПА-Ц-6,3).

При проектировании магистральных газопроводов от­дают предпочтение даже при больших расходах (15-20 млрд. м³/год) двухступенчатой схеме компримирования газа со степенью сжатия 1,5-1,6, хотя часто одно­ступенчатая схема компримирования оказывается более выгодной как по приведенным затратам, так и по всем остальным экономическим показателям. Преимуществом двухступенчатой схемы компримирования по сравнению с одноступенчатой является несколько большая надеж­ность (большее число агрегатов при одинаковом коэф­фициенте резерва), более широкий диапазон регулиро­вания производительности, меньшее число строительных площадок КС, более устойчивая работа КС вследствие, более крутой газодинамической характеристики.

В результате натурных испытаний на каждый тип нагнетателя составлены приведенные характеристики, позволяющие выбирать наилучший режим в зависимости от конкретных условий (с приводом от газовой турбины). На рис. 7 изображена характеристика первого ти­па нагнетателя Н-300-1,23 (характеристики всех нагнета­телей, применяемых на газопроводах, изданы ВНИИГазом в виде специальных альбомов). Для перехода к дру­гим условиям пользуются следующими соотношениями:

. (93)

Индекс «в» означает, что параметры взяты по условиям всасывания (входа в нагнетатель). Расчет режимов работы нагнетателя ведут в следую­щем порядке. Сначала определяют приведенный объем­ный расход на всасывании Q_пp и приведенную относи­тельную частоту вращения (п/п_н)_пр по формулам (93) (п_н -номинальная частота вращения).

Расчетный рабочий расход Q_пp должен быть больше расхода, соответ­ствующего условиям помпажа, не менее чем на 10% (начало характеристик; на рис. 7 границе помпажа со­ответствует подача 175 м³/мин). Далее, в зависимости от Q_пp и (п/п_н)_пр по соответствующим кривым определя­ют политропический к. п. д. η_пол, приведенную внутрен­нюю мощность (N_i/ρ_в)_пр и степень сжатия ε. Используя (93), вычисляют индикаторную мощность N_i. Затраты мощности на муфте привода получим, если к найденному значению N_i прибавить затраты мощности на механи­ческие потери N_мex. По результатам измерений рекомен­дуется принимать N_мex=100кВт для газотурбинного| привода и N_мex=150кВт для электропривода.

Первый тип характеристик применяют для определе­ния рациональной загрузки агрегатов. Для диспетчерской службы более удобными являются газодинамичес­кие характеристики второго типа (рис. 8), которые строят по коммерческому расходу (Q_к)_пр. Для конкретных условий данной КС и газопровода в целом газодинамические характеристики можно построить и не в приведенных координатах, но эти характеристики будут пригодны только для данных объектов.

Для центробежных нагнетателей с электроприводом можно пользоваться приведенными газодинамическими характеристиками, но для какого-то вполне определенного значения (п/п_н)_пр, так как для газопроводов электродвигатели с регулируемой частотой вращения пока не выпускаются. Естественно при этом, что показатели по загрузке нагнетателей с электроприводом могут оказаться хуже газотурбинных. Поэтому для ГПА с электродвигателями на давление 5,5 МПа предназначены нагнетатели в основном типа «280», которые имеют роторы диаметрами 564, 590, 600 и 620 мм (каждый диа­метр имеет различные модификации). В зависимости от производительности и входного давления КС варьируют диаметром и конструкцией (модификацией) ротора. На давление 7,5 МПа применяется нагнетатель типа 370-18-2 с электроприводом.

Высокая эксплуатационная надежность поршневых компрессоров, их способность работать в широком диа­пазоне рабочих давлений, возможность регулирования производительности частотой вращения и изменением мертвого» пространства обусловили их применение на объектах транспорта и хранения газа. Применяемые газокомпрессоры типа 10ГК имеют большое число модификаций по числу и размерам компрессорных цилинд­ров, а также они обладают возможностью варьирования числом ступеней сжатия. Кроме этого, производитель­ность можно регулировать открытием части всасываю­щих клапанов. Производительность н мощ­ность на валу поршневого компрессора определяется по загрузочным кривым. Загрузочные кривые на различные модификации 10ГК приводятся в справочной литературе. По заданной степени сжатия по соответствующим зависимостям определяют объемную часовую по­дачу одного цилиндра Q_ч при условии всасывания и удельные затраты индикаторной мощности N_i;. Часовая объемная подача компрессора при п_ц работающих ци­линдрах будет равна:

Q_к.ч=Q_чп_ц. (95)

Потребляемая компрессором мощность вычисляется сле­дующим образом:

N= р_вп_ц N_i+п_ц12,5. (96)

Здесь 12,5 кВт - потери мощности на трение в одном компрессорном цилиндре. Газомотокомпрессор типа 10ГК позволяет изменять частоту вращения в диапазоне 250-315 об/мин. При работе с частотой вращения п, отличающейся от номинальной п_н = 300 об/мин, режим работы компрессора рассчитывают по этим же загрузоч­ным кривым, но в расчеты подачи и удельной индика­торной мощности вносится поправка на частоту враще­ния, а именно, расчетные значения Q_к.и и N_i надо ум­ножить на (п/300).

Независимо от типа ГПА при компримировании ре­ального газа происходит повышение его температуры. Величину повышения можно подсчитать по формуле политропического (адиабатического) сжатия:

. (96)

где m - показатель политропы (адиабаты), для природ­ных газов меняется в пределах 1,25-1,4, в среднем m=1,32; индексы «в» и «н» соответственно относятся к входному и нагнетательному трубопроводам ГПА.

Режимы работы трубопровода н компрессорных станции (КС) связаны между собой: расход в трубопроводе равен подаче КС, давление на­гнетания соответствует давлению и начале перегона между станциями, а давление всасывания следующей КС равно давлению в конце пере­гона. Любые изменения режима работы КС приводит к изменениям режима работы трубопровода, и наоборот. Поэтому нельзя опреде­лить пропускную способность газопровода при помощи одной только формулы расхода, Пропускную способность газопровода также нельзя найти, пользуясь только характеристиками нагнетателей или только аналитическими выражениями этих характеристик.

Трубопровод н КС следует рассматривать как единое целое, и в технологическом расчете газопровода режимы работы трубопровода н КС должны быть согласованы, Это согласование может быть осу­ществлено совместным решением уравнений характеристик КС и ха­рактеристики перегонов между станциями. Уравнение характеристики КС возьмем и виде:

, (97)

где р_в и р_н - давления всасывания (или приблизительно конечное давление в перегоне) и нагнетания (или начальное давление в перегоне): а уравнение характеристики газопровода (перегона между КС) удобно выразить из (59) в таком виде: , отсюда

, (98)

где - постоянный коэффициент; L - длина перегона.

Рассмотрим простейший магистральный газопровод с одной промежуточной КС. Требуется рассчитать режим работы газо­провода как единой газодинамической системы, то есть, определить пропускную способность газопровода Q и давлении всасывания р_в и нагнетания р_н1 КС при известных (и постоянных) значениях давле­ния в начале р_н и в конце р_к газопровода (рис.8).

Это можно сделать, решив совместно уравнения характеристик двух перегонов и КС газопро­вода:

,

, (90)

.

Решая систему уравнений (90), находим:

. (91)

При неработающей КС уравнение (91) превращается в известное уравнение расхода участка газопровода, поскольку в этом случае а=1, a b=0. Из уравнения (91) следует очень важный практический вывод: при прочих равных условиях (неизменных значениях давлений в начале и конце газопровода и за­данной характеристике КС) пропускная способность газопровода как системы тем больше, чем ближе КС будет размещена к началу газо­провода. Очевидно, что при этом одновременно будут возрастать дав­ления па входе и выходе КС. Увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к его началу объясняется повышением степени сжатия КС вследствие уменьшения объемной производитель­ности на ее всасывании (растет давление р_н), а также некоторым повышением среднего давления для обоих перегонов, что вызывает расход энергии на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу (снижается средняя скорость движения газа на пе­регоне).

Для газопровода с п компрессорными станциями имеем:

, ,

, ...,

, .

Здесь р_в1 или р_н1 - давления всасывания и нагнетания головной в компрессорной станции. Отсюда можно найти рабочий расход в системе КС – газопровод. Он аналогичен понятию рабочей точки в системе НПС – нефтепровод. Обычно компрессорные станции бывают однотипными, а перегоны между ними одинаковыми (за исключением последнего, длина которого зависит от конечного давления р_к), то есть a₁=a₂=…=a_n, b₁=b₂=…=b_n, c₁=c₂=…=c_n. Тогда рабочий расход в системе КС – газопровод равен:

, (92)

здесь - протяженность перегона между КС, - протяженность последнего перегона,.

Если начальной точкой газопровода считать не всасывающий, а нагнетательный коллектор головной компрессорной станции, где давление равно р_н1, то из системы надо будет исключить первое уравнение. Тогда

, (93)

Из (92) и (93) видно, что пропускная способность газо­провода в первую очередь зависит от давления в начальной точке га­зопровода (р_в1 или р_н1); даже незначительное снижение этого давле­ния приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности га­зопровода (а»1).

Давление в конечной точке газопровода, напротив, оказывает незначительное влияние на его пропускную способность; оно может изменяться и довольно большом диапазоне, и на пропускной способ­ности газопровода это существенно не отразится. Влияние р_к на Q тем меньше, чем больше число станций п; влияние начального давле­ния на пропускную способность газопровода с увеличением п, наобо­рот, возрастает.

Из (92) и (93) также следует, что на пропускную способ­ность газопровода влияет расположение компрессорных станций: чем меньше расстоянии между ними, тем меньше у и, следовательно, тем больше Q. Но при сближении станций возрастут давления р_в и р_н. Это - ограничение: давление в любой точке газопровода не должно превышать допустимого из условия прочности.

При однотипных станциях и одинаковых перегонах между ними упрощаются также выражения, определяющие давления всасывания и нагнетания: для произвольно взятой компрессорной станции х получаем:

(94)

Отсюда следует, что давления всасывания и нагнетания даже при однотипных КС и при перегонах одной и той же протяженности практи­чески не бывают одинаковыми на всех станциях. Одинаковыми эти давления будут только при определенном расходе:

, (95)

Основная литература: 1 осн. [161-181], 2 осн. [173-178]

Дополнительная литература: 1 доп. [133-143], 3 доп. [13-17]

Контрольные вопросы:

1. Как подразде­ляются КС по типу установленного оборудования?

2. В каком порядке ведутся расчет режимов работы нагнетателя?

1. Как можно найти рабочий расход в системе КС – газопровод?