Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdf1.5. Технологический расчет магистрального газопровода
Цель расчета:
1.выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций (КС) и расстояние между ними;
2.выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями;
3.выбрать тип газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и произвести расчет режима работы КС.
Основными исходными данными для технологического расчета магистрального газопровода являются:
•плановый объем транспортируемого газа QГ , млрд. м3/год;
•состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;
•протяженность газопровода L , км;
•характеристики труб и газоперекачивающих агрегатов;
•данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения газопровода.
1.5.1 Выбор рабочего давления, определение числа КС и расстояния между ними
Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [84].
Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками [4].
Выбор рабочего давления. Современные газопроводы работают с
рабочим давлением |
7,35 МПа (75 кгс/см2). При этом абсолютное давление на |
|
нагнетании pНАГ центробежного нагнетателя (ЦН) |
не должно превышать |
|
7,46 МПа (76 кгс/см2). Анализ характеристик ЦН [4] показывает, что давление |
||
на всасывании pВС |
центробежного нагнетателя |
находится в интервале |
4,97 – 5,18 МПа (50,7 – 52,8 кгс/см2). |
|
Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа,
необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов [43] приведены в табл. 1.7.
39
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
Физические свойства компонентов природных газов |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность, кг/м |
3 |
Динамическая |
Молярная |
Газовая |
|||
|
|
вязкость, 107 Па с |
||||||
Газ |
|
масса, |
постоянная, |
|||||
|
при 273К и |
при 293К и |
при 273К и |
при 293К и |
кг/кмоль |
Дж/(кг·К) |
||
|
0,1013 МПа |
0,1013 МПа |
0,1013 МПа |
0,1013 МПа |
|
|
||
Метан CH4 |
0,717 |
0,669 |
1,020 |
1,102 |
16,04 |
518,57 |
||
Этан C2H6 |
1,356 |
1,264 |
0,880 |
0,940 |
30,07 |
276,64 |
||
Пропан C3H8 |
2,010 |
1,872 |
0,770 |
0,820 |
44,09 |
188,68 |
||
Бутан C4H10 |
2,307 |
2,519 |
0,690 |
0,760 |
58,12 |
143,08 |
||
Пентан C5H12 |
3,457 |
3,228 |
0,636 |
0,632 |
72,15 |
115,23 |
||
Азот N2 |
1,251 |
1,165 |
1,710 |
1,840 |
28,02 |
296,75 |
||
Окись |
1,250 |
1,165 |
– |
– |
28,01 |
296,94 |
||
углерода CO |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Двуокись |
1,977 |
1,842 |
1,400 |
1,650 |
44,01 |
188,97 |
||
углерода CO2 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Сероводород |
1,539 |
1,434 |
1,230 |
– |
34,02 |
115,23 |
||
H2S |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Воздух |
1,293 |
1,206 |
1,745 |
1,822 |
28,96 |
292,70 |
Плотность газа при стандартных условиях (293К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения):
ρСТ = a1 ρ1 + a2 ρ2 + ...+ an ρn , |
(1.37) |
где а1,..., аn – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; ρ1,..., ρn – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.
Молярная масса |
|
||
M = a1 M1 + a2 M2 + ...+ an Mn , |
(1.38) |
||
где M1,..., Mn – молярная масса компонента, кг/кмоль. |
|
||
Газовая постоянная (Дж/(кг·К)) |
|
||
R = |
|
/ M , |
(1.39) |
R |
где R =8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К).
Псевдокритические температура TПК (К) и давление pПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85% и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [84]:
ТПК =155,24 (0,564+ρСТ ) ; |
(1.40) |
pПК =0,1737 (26,831−ρСТ ) . |
(1.41) |
Относительная плотность газа по воздуху |
|
∆ = ρ / ρВОЗД = ρСТ /1,206. |
(1.42) |
40
Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:
Q= |
Q |
Г |
10 |
3 |
, |
(1.43) |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
|
365 kН |
|
где kН – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять kН =0,9.
Определение расстояния между компрессорными станциями.
Пользуясь формулой пропускной способности газопровода
|
2,5 |
|
pН2 − pК2 |
(1.44) |
||||
Q=105,087 Dвн |
∆ λ Z |
|
|
|
, |
|||
|
|
СР |
T l |
|
||||
|
|
|
|
|
|
СР |
|
|
выразим длину линейного участка между компрессорными станциями |
||||||||
l= |
105,0872 Dвн5 |
(pН2 − pК2 |
) |
, |
(1.45) |
|||
Q2 ∆ λ Z |
СР |
T |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
СР |
|
|
|
|
|
|
где Dвн – внутренний диаметр газопровода, м; pН и pК – соответственно |
||||||||
давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа; |
λ – коэффи- |
|||||||
циент гидравлического сопротивления; |
ZCP – средний по длине коэффициент |
сжимаемости газа ZCP=f ( pCP ,TCP); ∆ – относительная плотность газа.
Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по табл.1.8.
Таблица 1.8
Ориентировочные значения диаметра газопровода
|
Годовая производительность |
|||
DУ, мм |
|
QГ, млрд.м3/год |
|
|
|
pНАГ=5,5 МПа |
pНАГ=7,5 МПа |
||
|
pВС =3,8 МПа |
pВС =5,1 МПа |
||
500 |
1,6 |
– 2,0 |
2,2 |
– 2,7 |
600 |
2,6 |
– 3,2 |
3,4 |
– 4,1 |
700 |
3,8 |
– 4,5 |
4,9 |
– 6,0 |
800 |
5,2 |
– 6,4 |
6,9 |
– 8,4 |
1000 |
9,2 – 11,2 |
12,1 |
– 14,8 |
|
1200 |
14,6 |
– 17,8 |
19,3 |
– 23,5 |
1400 |
21,5 |
– 26,4 |
28,4 |
– 34,7 |
Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например
ТCР =(ТО +ТН )/ 2 , |
(1.46) |
41
где TO – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода; TH – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 – 313К.
Давление в начале участка газопровода определяется по формуле [84]:
pН = pНАГ −(δ pВЫХ +δ pОХЛ )= pНАГ −∆ pНАГ , |
(1.47) |
где δpВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); δpОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δpОХЛ=0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δpОХЛ=0
Потери давления могут быть приняты по табл. 1.9.
Таблица 1.9
Потери давления газа на КС [84]
|
Давление |
Потери давления газа на КС, МПа |
|
||
|
в |
|
|
|
|
|
на всасывании ∆ pВС |
|
|
||
|
газопро- |
на |
|
||
|
при одно- |
при двух- |
|
||
|
воде |
|
|||
|
ступенчатой |
ступенчатой |
нагнетании |
|
|
|
(избыточ- |
|
|||
|
очистке |
очистке |
δpВЫХ |
|
|
|
ное), МПа |
|
|||
|
газа |
газа |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
5,40 |
0,08 |
0,13 |
0,07 |
|
|
7,35 |
0,12 |
0,19 |
0,11 |
|
|
9,81 |
0,13 |
0,21 |
0,13 |
|
Давление в конце участка газопровода |
|
|
|||
|
|
pК = pВС +∆ pВС , |
(1.48) |
где ∆ pВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 1.9).
Коэффициент гидравлического сопротивления |
λ определяется по |
|
формуле: |
λТР , |
|
λ =1,05 |
(1.49) |
|
|
EГ2 |
|
где ЕГ – коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются
42
устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.
Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в
газопроводе определяется по формуле: |
|
|
|
|
0,2 |
|
|
λТР =0,067 |
|
158 |
|
2 kЭ |
|
||
|
Re |
+ |
|
|
, |
(1.50) |
|
|
|||||||
|
|
|
Dвн |
|
|
где kЭ – эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3·10-5 м; Dвн
– внутренний диаметр трубопровода, м; Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:
Re=17,75 |
∆ Q |
, |
(1.51) |
|
Dвн µ |
||||
|
|
|
где Q – производительность газопровода, млн. м3/сут; Dвн – внутренний диаметр газопровода, м; µ – коэффициент динамической вязкости, Па с.
Впервом приближении можно принять квадратичный режим течения газа
иλТР определить как:
λТР =0,067 2 kЭ 0,2 .Dвн
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:
ZCР =1− |
0,0241 pПР |
, |
|
|
|
|
|||
|
τ |
|
|
|
где значения приведенных давления и температуры при p=pCP |
||||
определяются как |
|
|
|
|
pПР = p/ pПК |
; |
|
|
|
TПР =T / TПК . |
|
|||
τ =1−1,68 T |
+ 0,78 Т2 |
+ 0,0107 Т3 . |
||
|
ПР |
|
ПР |
ПР |
(1.52)
(1.53)
и T=TСР
(1.54)
(1.55)
(1.56)
Среднее давление в газопроводе
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
p 2 |
|
|
p |
СР |
= |
|
|
p |
H |
+ |
К |
. |
(1.57) |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
pH + pК |
|
||
Вычислив расстояние между КС по формуле (1.45), определяем |
|||||||||||
требуемое число компрессорных станций: |
|
|
|
||||||||
n0 |
= |
L |
. |
|
|
|
|
|
(1.58) |
||
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
l |
|
|
|
|
|
|
|
После округления найденного числа КС n0 до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояния между КС
43
l= |
LГП |
. |
(1.59) |
|
|||
|
n |
|
1.5.2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (1.44):
pК = |
pН2 |
− |
Q 2 |
∆ λ Z |
СР |
T l |
. |
(1.60) |
|
|
СР |
||||||
|
|
|
105,0872 Dвн5 |
|
|
|||
В этом уравнении величина |
λ вычисляется по формуле (1.50) с учетом |
коэффициента динамической вязкости µ при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений.
Порядок дальнейшего расчета будет следующий:
1) Принимаются в качестве первого приближения значения λ и ZCP, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение ТСР определяется по формуле (1.46).
2)По формуле (1.60) определяется в первом приближении значение pК.
3)Определяется среднее давление pСР по формуле (1.57).
4)По формулам (1.54) и (1.55) с учетом средних значений давления и темпе-
ратуры определяем средние приведенные давление pПР и температуру ТПР.
Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются
уточненные значения ТСР , λ и ZCP. Для этого при определении ТСР будем использовать величины средней удельной теплоемкости СР , коэффициента
Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt , вычисленные для значений pСР |
и ТСР |
||
первого приближения. |
|
||
5) Удельная теплоемкость газа СР (кДж/(кг К)) определяется по формуле: |
|
||
CP =1,695+1,838 10−3 ТСР +1,96 106 |
(pСР −0,1) |
. |
(1.61) |
|
|||
|
ТСР3 |
|
6) Коэффициент Джоуля–Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле:
|
|
|
1 |
|
0,98 106 |
|
|
|
D |
|
= |
|
|
|
−1,5 |
. |
(1.62) |
|
CP |
T 2 |
||||||
|
i |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
СР |
|
|
|
7) Средняя температура газа рассчитывается по формуле:
44
|
|
|
1−e−at l |
|
|
p 2 |
− p 2 |
|
1−e−at l |
|
||
ТCР =Т0 |
+(ТН −Т0 ) |
|
|
−Di |
|
Н |
К |
|
|
|
. (1.63) |
|
|
|
|
|
|
||||||||
at l |
2 at |
|
1− |
at l |
|
|||||||
|
|
|
|
|
l pcp |
|
|
|||||
где at – коэффициент (1/км), рассчитываемый по формуле: |
|
|
|
|||||||||
at |
=0,225 |
KСР Dвн |
; |
|
|
|
|
|
|
|
(1.64) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Q ∆ CР |
|
|
|
|
|
|
|
|
КСР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2 К).
8)Коэффициент сжимаемости ZCP определяется по формуле (1.53).
9)Коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле:
µ=5,1 10−6 [1+ρСТ (1,1−0,25 ρСТ )] [0,037+TПР (1−0,104 ТПР )]×
|
pПР2 |
|
(1.65) |
× 1+ |
|
. |
|
|
|
||
|
30 (ТПР −1) |
|
10)Число Рейнольдса вычисляется по формуле (1.51).
11)Коэффициент сопротивления трению λТР и коэффициент гидравлического сопротивления λ вычисляются соответственно по формулам (1.50) и (1.49).
12)Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (1.60).
13)Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.
14)Уточняется среднее давление по формуле (1.57).
15)Определяется конечная температура газа
ТК =Т0 +(ТН −Т0 ) e−at l −Di |
pН2 |
− pК2 |
(1−e−at l ). |
(1.66) |
|
2 at |
l pСР |
||||
|
|
|
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.
Значение коэффициента теплопередачи КСР в выражении (1.64) для подземных газопроводов (без тепловой изоляции), следует определять по формуле:
|
|
λгр |
|
|
|
|
D |
н |
2 |
|
|
|
|
|||||
|
KСР = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
(1.67) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
Dн |
|
0,65 + |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
hоэ |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
δ |
|
|
|
|
|
|||
где |
hоэ =hо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сн |
; |
(1.68) |
|||||
+λгр |
|
|
+ |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
αв |
|
|
λсн |
|
|
45
λгр – коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м·К); Dн – наружный диаметр газопровода, м; ho – глубина заложения оси газопровода от
поверхности грунта, м; δсн – толщина снежного покрова, м; |
λсн – коэффициент |
||||||||||||||
теплопроводности |
снежного покрова, допускается принимать в |
зависимости |
|||||||||||||
от состояния снега: |
снег свежевыпавший |
λсн=0,1 Вт/(м·К); снег уплотненный |
|||||||||||||
λсн=0,35 Вт/(м·К); снег тающий λсн=0,64 Вт/(м·К); |
|
|
|
|
|
||||||||||
αв – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта |
в атмосферу, |
||||||||||||||
Вт/(м2 К) |
|
|
|
αв =6,2 + 4,2 υ , |
|
|
|
|
|
|
(1.69) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
где υ – скорость ветра, м/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Для практических расчетов коэффициент теплопроводности грунта λгр |
|||||||||||||||
может быть рассчитан по следующим эмпирическим формулам: |
|
||||||||||||||
для песка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
103 lg λ |
гр |
=−134,2 + 23,89 ω |
гр |
−2,389 T + 442,98 ρ |
гр |
−0,276 ω2 ; (1.70) |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
гр |
|
|
|
гр |
|||||
для суглинка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
103 lg λ |
гр |
=−711,8 +8,25 ω |
гр |
+ 2,48 T |
|
−17,2 ρ |
гр |
; |
|
|
1.71) |
||||
|
|
|
|
|
гр |
|
|
|
|
|
для смешанного грунта (песок, глина, суглинок, супесь, песчаник, известняк)
|
|
103 lg λ |
гр |
=−920,27 +13,9 ω |
гр |
+3,26 T |
|
+18,6 ρ |
гр |
−0,36 ω2 , |
(1.72) |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
гр |
|
|
|
|
гр |
|
||||
|
|
где ωгр – влажность грунта, %; |
Tгр |
– температура грунта на глубине |
||||||||||||||||||
заложения оси газопровода, К; |
ρгр – плотность грунта, т/м3. |
|
||||||||||||||||||||
|
|
Расчетное значение коэффициента теплопередачи можно определить |
||||||||||||||||||||
также по формуле: |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,9 |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
KСР =K |
|
|
, |
|
|
|
|
|
(1.73) |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
где D – внутренний диаметр газопровода, м; |
|
|
– |
базовый коэффициент |
||||||||||||||||
K |
||||||||||||||||||||||
теплопередачи для газопровода |
диаметром 1 м. |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
При ориентировочных |
расчетах |
допускается принимать: для |
песка |
|||||||||||||||||
|
|
=1,1 – 2,4 Вт/(м2 К); для суглинка |
|
=1,05 – 1,65 |
|
Вт/(м2 К); для смешанного |
||||||||||||||||
K |
K |
|
||||||||||||||||||||
грунта |
|
=1,27 – 1,34 Вт/(м2 К). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
K |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.5.3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС
Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления ε, политропического коэффициента полезного действия ηПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности
|
N |
i |
|
|
N |
i |
n |
Н |
3 |
(1.74) |
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
n |
|||||||
|
ρВС ПР |
|
ρВС |
|
|
|
от приведенной объемной производительности
46
Q |
= |
nН |
Q |
|
|
|
(1.75) |
||
|
|
|
|
||||||
ПР |
|
|
n |
ВС |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
при различных значениях приведенных относительных оборотов |
|
||||||||
n |
|
= |
n |
|
Z ПР RПР TПР |
, |
(1.76) |
||
|
|
nН |
Z ВС R TВС |
||||||
nН |
|
ПР |
|
|
|
где ρВС, ZВС, TВС, QВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания; R – газовая постоянная вычисленная по формуле (1.39); ZПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристики ЦН; Ni – внутренняя (индикаторная) мощность; n, nН – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.
Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 1.10 [4,71].
Таблица 1.10
Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей при номинальном режиме работы
|
QН, |
Давление |
|
Приведенные |
nН, |
|||
Тип ЦН |
(абс.), МПа |
ε |
|
параметры |
|
|||
млн.м3/сут |
pВС |
pНАГ |
ZПР |
RПР, |
TПР, К |
мин-1 |
||
|
|
|
|
|
|
Дж/(кг·К) |
|
|
Н-300-1,23* |
19,0 |
3,63 |
5,49 |
1,23 |
0,910 |
490,5 |
288 |
6150 |
370-18-1* |
37,0 |
4,96 |
7,45 |
1,23 |
0,888 |
508,2 |
288 |
4800 |
Н-16-56* |
51,0 |
3,57 |
5,49 |
1,24 |
0,893 |
508,2 |
307 |
4600 |
235-21-1 |
18,3 |
5,18 |
7,45 |
1,44 |
0,888 |
508,2 |
288 |
4800 |
ГПА-Ц-6,3/76 |
11,4 |
5,14 |
7,45 |
1,45 |
0,900 |
508,2 |
293 |
8200 |
ГПА-Ц-16/76 |
32,6 |
5,14 |
7,45 |
1,44 |
0,888 |
508,2 |
288 |
4900 |
Н-16-76-1,44 |
31,0 |
5,18 |
7,45 |
1,44 |
0,898 |
508,2 |
288 |
6340 |
650-21-2 |
53,0 |
4,97 |
7,45 |
1,45 |
0,900 |
501,4 |
288 |
3700 |
650-22-2 |
47,0 |
4,97 |
7,45 |
1,45 |
0,900 |
501,4 |
288 |
3700 |
CDR-224 |
17.2 |
4,93 |
7,45 |
1,51 |
0,900 |
490,5 |
288 |
6200 |
RF2BB-30 |
21,8 |
4,93 |
7,45 |
1,51 |
0,900 |
490,5 |
288 |
6200 |
RF2BB-36 |
38,0 |
4,93 |
7,45 |
1,51 |
0,890 |
510,1 |
288 |
4437 |
PCL802/24 |
17,2 |
5,00 |
7,45 |
1,49 |
0,900 |
490,5 |
288 |
6200 |
PCL1002/40 |
45,0 |
4,93 |
7,45 |
1,51 |
0,900 |
490,5 |
288 |
4670 |
* – давления pВС и pНАГ для работы нагнетателей по схеме двухступенчатого сжатия
Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика по методике ВНИИГАЗа (рис.1.12).
47
|
|
|
|
Ni |
|
|
|
|
ρ |
|
|
|
|
В ПР |
Ni |
|
|
|
|
ρ |
|
|
|
|
В ПР |
|
|
|
|
|
|
|
|
ηПОЛ |
|
|
|
|
ηПОЛ |
|
|
|
1,1 |
a |
|
|
|
|
|
|
|
|
1,0 |
|
|
|
|
0,9 |
|
|
n |
|
|
|
|
nН ПР |
0,8 |
b |
|
|
ε |
|
||
|
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
c |
|
|
|
|
QПР |
Рис. 1.12. Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИИГАЗа
Порядок определения рабочих параметров следующий:
1)По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости ZВС;
2)Определяется плотность газа ρВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС :
ρВС =ρСТ |
pВС TСТ ZСТ |
; |
|
(1.77) |
|||||
pСТ TВС Z ВС |
|||||||||
|
|
|
|
||||||
QВС = |
|
QКС |
|
|
ρСТ |
, |
(1.78) |
||
24 |
60 mН |
|
|
||||||
|
|
|
|
ρВС |
|
где QКС = Q – производительность КС при стандартных условиях;
– число параллельно работающих ЦН, определяемое из соотношения:
mН =QКС ,
QН
mН
(1.79)
48