Выпуск №8 (Июнь) / Научный журнал "Интернаука" (2017 год) / Публикации журналов Издательского дома "Интернаука" / Internauka

За принципом дії розрізняють об’ємні (поршневі і гвинтові) і динамічні (відцентрові, осьові, вихрові) компресори. В газовій промисловості знаходять застосування два види компресорних станцій (КС) - обладнані поршневими компресорами і обладнані відцентровими нагнітачами (ВН). Визначення витрати газу через об’ємний компресор не викликає труднощів на відміну від динамічного компресора з відкритою камерою підвищення тиску. Крім того витрата через динамічний компресор досить сильно залежить від опору нагнітальної лінії.

На даний час існують два типи обв’язки газоперекачувальних агрегатів: універсальна обв’язка і колекторна обв’язка. Проте жодна з них не дозволяє регулювати витрату газу окремого газоперекачувального агрегату (ГПА). Крім того відсутній вузол вимірювання витрати газу на нагнітачі, відсутні давачі перепаду тиску газу на вхідному конфузорі нагнітача і достовірне значення коефіцієнта витрати газу через нього, неможливо точно виміряти ефективну потужність газотурбінного приводу.

Аналіз результатів визначення оптимальних режимів розглянутої системи компримування і відповідних їм оптимальних режимів роботи газоперекачувальних агрегатів показав, що раціональне співвідношення значень витрати природного газу по компресорним цехах практично відповідає співвідношенню сумарних наявних потужностей енергоприводів агрегатів [1].

(1)

де Qi – витрата через агрегат; Nі – наявна потужність ГПА.

Однак такий підхід є не зовсім коректним, так як на передачу потужності від приводу до газу існує передавальний механізм і ВН. Тому в формулу (1) доцільно ввести загальний ККД приводу.

(2)

Причому чим вищий загальний ККД, тим більша витрата газу через ГПА.

Загальний ККД приводу має вигляд

(3)

де ηГТУ – ККД газотурбінної установки (ГТУ); ηмех – ККД передавального механізму від ГТУ до ВН; ηВН – ККД ВН.

Ефективний ККД ГТУ

(4)

де NГТУ – наявна потужність ГТУ; МПГ – масова витрата паливного газу; - нижча теплота згорання паливного газу.

ККД передавального механізму від ГТУ до ВН задається в технічній характеристиці ГПА.

Фактичний ККД нагнітача може бути визначений, зокрема, наступними методами:

з використанням термодинамічних властивостей природного газу і параметрів газу по нагнітачеві (P, t);
з використанням показника ізоентропи газу за методикою ВНДІГАЗ.

Для розрахунку ККД за першим способом необхідно знати хімічний склад природного газу. На практиці доцільно використовувати спрощені емпіричні співвідношення, для визначення основних термодинамічних величин природного газу за метаном:

Для визначення фактичного ККД другим методом необхідно знати параметри газу на вході і виході нагнітача (Р, t), а також склад газу.

Тому вибір методу визначення значення ККД нагнітача залежить від об’єму початкової інформації, необхідної для розрахунку продуктивності нагнітача.

За наявності давача перепаду тиску газу на вхідному конфузорі продуктивність нагнітача визначається як

(5)

де - коефіцієнт витрати; DP - перепад тиску газу на вхідному конфузорі, кгс/см2; ρвс - густина газу на вході, кг/м3. Похибка цього методу 5 %.

За відсутності прямого або непрямого вимірювання продуктивності слід використовувати паспортну характеристику нагнітача, при цьому робоча точка визначається зведеною відносною частотою обертання і ступенем підвищення тиску e, проте точність визначення продуктивності при цьому дуже низка (до 20 %) з-за "розшарування" характеристики в експлуатації.

При використанні обох методів розрахунку фактичного ККД нагнітача для отримання достовірних результатів необхідно проводити вимірювання тиску газу на вході і виході нагнітача зразковими манометрами класу точності не нижче 0,4 і температури газу з точністю 0,1…0,2 °С.

Зважаючи на відносну стабільність характеристики відносної внутрішньої потужності ВН в експлуатації коефіцієнт технічного стану нагнітача по потужності КN можна приймати рівним одиниці.

Так як витрата через динамічний компресор досить сильно залежить від опору нагнітальної лінії доцільно ввести в (2) параметр, який враховує цей вплив. Таким параметром є коефіцієнти втрати тиску у вхідному і вихідному трубопроводах. Він складається з втрат тиску по довжині трубопроводу та в місцевих опорах. Довжина газопроводу береться від точки розгалуження до i-того ВН. Тоді

(6)

де λ – коефіцієнт гідравлічного опору; d – внутрішній діаметр газопроводу; ξ – коефіцієнт втрат в місцевих опорах.

Звідси

(7)

Витрата газу через ГПА обернено пропорційна опору газопроводів обв’язки.

Таким чином можна суттєво уточнити розподіл витрати газу між окремими ГПА компресорної станції.

Література:

Трубопровідний транспорт газу / М.П. Ковало, В.Я. Грудз, В.Б.Михалків та ін. – Київ: АренаЕКО, - 2002. – 600 с.

ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ГАЗА МЕЖДУ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ АГРЕГАТАМИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ