Проектирование компрессорного цеха

 

Подставляя  значения получим

 

 

1.4.6 Коэффициент Джоуля-Томсона

 

 

где

 

Подставляя  данные получим

 

 

1.4.7  Рассчитываем коэффициент а

 

 

где К_ср— средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²·К).

 

 

1.4.8 Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона

 

1.4.9 Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т_ПР и коэффициента сжимаемости Z_cp

 

 

1.4.10 Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса

 

где

где Q- производительность газопровода, млн.м³/сут;

D_вн - внутренний диаметр газопровода, м;

 µ— коэффициент динамической вязкости, Па·с.

При подстановке  данных получаем

 

 

1.4.11 Вычисляем коэффициенты λ_ТР и  λ

 

 

1.4.12 Конечное давление во втором приближении

 

 

1.4.13  Относительная погрешность определения конечного давления составляет

 

 

Полученный  результат отличается от предыдущего  приближения более 1 %. Поэтому приравниваем p_k=p_k^' и уточняем расчёты, начиная с пункта 3. Результаты расчётов приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 - Результаты уточненного теплового и гидравлического  расчета линейного участка газопровода

 

Наименование расчетного  параметра	Первое  приближение	Второе  приближение
1	2	3
Конечное давление рк, МПа	5,332
Среднее давление рср, МПа	6,384
Приведенная температура Тпр	1,530
Приведенное давление  рпр	1,380
Теплоемкость газа Ср, кДж/(кг·К)	2,681
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	4,045
Параметр а	0,002585
1	2	3
Средняя температура Тср, К	290,497
Средний коэффициент сжимаемости Zср	0,878
Динамическая вязкость газа µ, Па·с	1,244·10-5
Число Рейнольдса Re	4,632·107
Коэффициент сопротивления трения λтр	9,382·10-3
Коэффициент гидравлического сопротивления λ	0,0104
Конечное давление рк,МПа	5,309
Относительная погрешность подавлению,%	0,4

 

1.4.14 Уточняется среднее давление 

 

 

1.4.15  Определяем конечную температуру газа

 

=

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ВЫБОР ГПА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ

                                 2.1 Описание газоперекачивающего агрегата

 

На компрессорных станциях газопровода  предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТК-10-4, оборудованных центробежными нагнетателями 370-18-1.

Основные конструктивные особенности газотурбинных ГПА  могут быть рассмотрены на примере наиболее распространенного на компрессорных станциях агрегата ГТН-6.

Основная часть оборудования ГТУ выполнена в виде блока  турбогруппы на раме-маслобака  (рис. 1.). Турбина высокого давления (ТВД), турбина низкого давления (ТНД) и осевой компрессор объединены общим корпусом сварной конструкции. Передняя часть корпуса компрессора (диагональный входной патрубок) выполнена литой чугунной. На средней части корпуса компрессора установлены два противопомпажных клапана и два сбросных клапана для обеспечения пусковых и нестационарных режимов, Направляющие лопатки имеют 12 ступеней, лопатки входного направляющего и выходного спрямляющего аппарата размещены в обоймах.

Корпус турбины двухстенный, внутренняя часть образована обоймами, в которых размещены направляющие аппараты турбины, и тонкостенной промежуточной частью. Между наружной и внутренней стенками имеется слой изоляции. Статорные детали корпуса и ротора охлаждаются воздухом, отбираемым из компрессора.

 

 

 

Рисунок 1. Продольный разрез турбоблока газотурбинной установки типа ГТН-6

 

 

 

Турбина высокого давления – трехступенчатая, низкого давления двухступенчатая. Ротор турбокомпрессора двухопорный жесткий, состоит из двух частей: компрессорной и турбинной.

В блоке переднего подшипника размещены турбодетандер обгонной муфтой и некоторые элементы системы  регулирования.

В корпусе внутреннего  подшипника расположены опорные  вкладыши роторов турбокомпрессора и силовой турбины. Внутренний подшипник защищен от нагрева тепловой изоляцией, кожухом промежуточного патрубка и специальной системой воздушного охлаждения.

Система уплотнений позволяет  поддерживать давление внутри корпуса  подшипников близким к атмосферному.

B корпусе заднего подшипника ТНД располагаются опорно-упорный вкладыш, валоповоротное устройство, главный масляный насос, приводимый во вращение от вала ТНД с помощью зубчатой передачи, зубчатая муфта, соединяющаяся с промежуточным валом, узлы регулирования.

Камера сгорания — встроенная секционная, состоит из десяти секций и

расположена в общем корпусе  турбогруппы между компрессором и турбиной.Жаровые трубы расположены радиально и соединены пламяперекидными патрубками.

     Рама-маслобак  представляет собой сварную конструкцию  коробчатого сечения. Внутренние полости рамы специальными перегородками разделены

на отсеки грязного «горячего» масла, чистого «горячего» масла  и чистого холодного» масла. Из полостей подшипников масла поступает в первый отсек, а затем через два сетчатых фильтра — во второй. Пройдя через два маслоохладителя водяного охлаждения, оно попадает в третий холодный отсек. На раме маслобака смонтированы маслоохладители, инжекторы, фильтры, насосы, запорная арматура, внутренние трубопроводы, трубопровод подогрева масла и др.

Система регулирования ГТ-6-750 гидравлическая с гидравлическими  связями.

Агрегат ГТН-6 представляет собой модернизированный вариант  ГТ.6-750,имеющий следующие основные отличия. Агрегат выполнен блочным для бесподвальной установки на нулевой отметке, ГТУ и нагнетатель размещены и поставляются на общей раме. Применена кольцевая камера сгорания, что потребовало соответствующего изменения корпуса турбогруппы. Система охлаждения масла - воздушная. Все элементы маслоснабжения (кроме маслоохладителей) и регулирования размещены на турбоблоке. Масло системы ГТУ и нагнетателя объединены.

Изменена конструкция  муфты и промежуточного вала, что  позволило осуществлять взаимную компенсацию осевых усилий нагнетателя и ТНД и иметь один упорный подшипник.

Усовершенствована конструкция  уплотнения нагнетателя.

Модернизированы система  уплотнения среднего подшипника турбогруппы, элементы системы регулирования и некоторые другие узлы агрегата.

 

 

 

                        2.2 Расчет ГПА и режима работы  КС

 

 

По результатам теплового и  гидравлического расчета линейного  участка определим давление р_вс и температуру Т_вс газа на входе в центробежный нагнетатель, ∆р_вс=0,12 [1, табл.4]; Т_вс=Т_к=290,449К.

 

р_вс=р_к-∆р_вс=5,309-0,12=5,189 МПа

 

2.1 Вычисляем при р=р_вс и Т=Т_вс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания

 

 

2.2 Рассчитываем  коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания

где

 

Подставляя данные получаем

 

2.3 Определяем плотность газа, требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя

 

где Q_кс=Q- производительность КС;

Q_н- номинальная производительность ЦН (при стандартных условиях), Q_н=37,0 млн.м³/сут [1, приложение Ж].

 

 

Принимаем m_n=2.

 

где Q_кс=Q- производительность КС при стандартных условиях.

 

 

2.4Задаваясь несколькими значения оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_пр и [n/n_н]_пр. Результаты вносим в таблицу 2.

 

Таблица 2 –  Результаты расчета Q_пр и [n/n_н]_пр

 

Частота вращения  n, мин-1	n/nн	nн /n
3300	0,69	1,454	605,614	0,682
3700	0,77	1,297	540,142	0,764
4100	0,85	1,170	487,445	0,847
4500	0,93	1,06	444,117	0,930
5000	1,1	0,96	399,706	1,033

 

n_н=4800 ; Z_пр=0,888; R_пр=508,2 Дж/(кг∙К);  T_пр=288 К

 

Полученные  точки  Q_пр - [n/n_н]_пр наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рисунок 2)

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2 – Приведенная характеристика нагнетателя 370-18-1

 

2.5 Вычисляем    требуемую   степень   повышения давления

 

 

По характеристике нагнетателя (рисунок 2) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из ε =1,445 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Q_пр=427 м³/мин. Аналогично определяем η_пол=0,88 и [n/ρвс]_пр =240 кВт/(кг/м³).