Файл: 1. Назначение компрессорной станции 3 Устройство компрессорного цеха 4.doc

Одним из основных элементов любой режимно - технологической задачи транспорта газа по магистральному газопроводу является гидравлический и энергетический расчет режимов работы компрессорной станции. Такие задачи возникают на различных уровнях диспетчерской службы магистрального газопровода как при планировании режимов работы, так и при контроле и анализе фактических режимов работы КС.

Основной задачей расчета при диспетчерском контроле и анализе режимов работы КС является определение энергетических показателей работы ГПА, цеха и КС, т.е. расходуемой мощности N, коэффициента полезного действия , затрат топливного газа на компримирование с целью оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе нормативных отраслевых показателей и оценки эффективности принятых режимов работы.

Планирование режимов работы газопровода подразумевает расчет основных параметров потока газа (P, T, Q) на входе и выходе каждого компрессорного цеха и параметров работы каждого ГПА (, N, Q_ВС, n_CT, n_ТВД) для проверки технологических ограничений и выбора наиболее эффективного режима работы. Решение задачи оценки эффективности реконструкции КС с целью сокращения расходов ТЭР, улучшения условий труда невозможно без выполнения многовариантных расчетов режимов работы КС при использовании на них более совершенных и перспективных ГПА.

Разработке алгоритмов и программ расчета режимов работы ГПА всегда предшествует работа по составлению математических моделей центробежного нагнетателя и газотурбинного привода, адекватно описывающих газодинамические и энергетические параметры режимов работы ГПА.

---

7.1. Математическая модель ЦН 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ

Предполагая, что компримирование газа в ЦН является стационарным политропическим процессом сжатия, теоретическая зависимость для внутренней мощности имеет вид

(1)

где m - показатель политропы, Р_ВС , Q_ВС - давление и производительность при условии всасывания ЦН,  = P_НАГ/Р_ВС - степень повышения давления при компримировании.

В связи со сложностью процессов, происходящих при сжатии газа, их аналитическое описание является достаточно громоздким. Практика показала, что гораздо проще можно получить графические характеристики по результатам стендовых испытаний и представить их в приведенных координатах, используя при этом аппарат теории подобия и размерностей [1]. Расчетные газодинамические характеристики нагнетателя 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ представлены на рис. 1,2,3 в приложении 1.

Наибольшее распространение в практике расчетов режимов работы ГПА получили характеристики ЦН, выпускаемые ВНИИГАЗом [2] и представленные в виде зависимостей степени повышения давления , политропического КПД ЦН _ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объёмной подачи при различных значениях приведенных относительных оборотов _ПР.

 = ₁ (Q_{ВС. ПР}; );

_ПОЛ = ₂ (Q_{ВС. ПР}) (2)

[ N_i / _ВС ]_ПР = ₃ (Q_{ВС. ПР}) ,
где (3)

; (4)

(5)

Опыт показывает, что при переходе к машинным методам расчета для создания математических моделей целесообразно использовать полиноминальную аппроксимацию. При этом достаточно описать характеристики для номинального значения n / , сокращая при этом объём вводимой информации в память ЭВМ, а в

---

случае отклонения параметров от номинальных, воспользоваться соотношениями теории подобия

(6)

(7)

(8)

Политропический напор Н_ПОЛ принимается равным
, (9)

где

_пол

_ПОЛ - политропический КПД нагнетателя, k - показатель адиабаты.

Аппроксимация зависимостей (2) выполняется в виде
² = a₀ + a₁ Q_{ВС ПР} + a₂ Q_{ВС ПР}² + a₃ Q_{ВС ПР}³ (10)

_ПОЛ = k₀ + k₁ Q_{ВС ПР} + k₂ Q_{ВС ПР}² + k₃ Q_{ВС ПР}³ (11)

[ N_i / _ВС]ПР = c₀ + c₁ Q_{ВС ПР} + c₂ Q_{ВС ПР}² + c₃ Q_{ВС ПР}³ (12)
Значения коэффициентов аппроксимации определены методом наименьших квадратов с использованием графических расчетных характеристик (рис.1,2,3) при номинальных значениях параметров и представлены в табл. 3.

Таблица 3

Коэффициенты аппроксимации характеристики центробежного

нагнетателя 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ

Характеристики	Значения коэффициентов аппроксимации
	АО	а1	а2	а3
	7,9625874Е-01	10164044Е-02	-2,2753497Е-06	1,3403263Е-08
пол	КО	к1	к2	к3
	2,7776621Е-01	1,7920040Е-03	1,0734749Е-06	-4,8922907Е-09
	С0	с1	с2	с3
	-73,897992	2,3706396	-3,9635088Е-03	2,4256791Е-06

---

Степень сжатия для условий, отличных от номинальных будет определяться из соотношения, полученного с учетом уравнений (1.6)...(1.9)

(13)

Математическая модель ЦН кроме соотношений, связывающих основные параметры, включает группу условий, отражающих технологические ограничения на работу оборудования. Это ограничения по частоте вращения снизу и сверху, приведенной объемной производительности (снизу по приближению к помпажной зоне и сверху из-за резкого падения политропического КПД), а также ограничение по мощности сверху, т.е.

(14)

(15)

(16)

Кроме того, давление нагнетателя не должно превышать предельной величины, зависящей от технического состояния линейной части.

Совокупность всех ограничений на технологические параметры описывает область допускаемых режимов (ОДР). Более полно ОДР ГПА может быть описана с учетом ограничений, вытекающих из специфических особенностей привода, и, в частности, газотурбинного двигателя.

---

7.2. Характеристика газовой турбины.

Для турбин в системе приводных газотурбинных установок (ГТУ) определяющей является зависимость:

_т = f (_т; Т_г), где _т - расход газа через турбину; (17)

_т - степень расширения;

При этом частота вращения турбины мало влияет на ее пропускную способность. Графически эта зависимость представляет собой семейство парабол, построенных на базе принятых в теории зависимости турбин. Вместо Т_г удобнее пользоваться коэффициентом Т_г / Т_в. Зная относительные потери давления по тракту _тр и соотношение расходов турбин _т и компрессора _к характеристики турбины и компрессора можно совместить пользуясь выражением:

_т = _к (1- _тр 7) (18)

_т = _к+ _mon - _ox - _ут (19)

В формуле (2.3) _mon, _ox, _ут - массовый расход соответственно топлива, воздуха на охлаждение, утечек. Количество тепла передаваемое в генераторе на переменном режиме зависит от способа регулирования ГТУ, влияющего на изменение температурного интервала между газом после турбины и воздухом после компрессора. Под способом регулирования понимают воздействие на регулирующие факторы для поддержания заданных регулируемых параметров (N_e, n, Т_г, _к и т.д.) Главный регулирующий фактор - подача топлива, но можно использовать также изменение геометрии компрессора или турбины. Кроме рассмотренной выше характеристики ГТУ, заводами изготовителями газовых турбин обеспечивается на каждый новый тип агрегата, и затем строятся по опытным данным универсальная характеристика осевого компрессора, характеристика режимов работы ГТУ, зависимость мощности и расхода воздуха от оборотов компрессора, зависимость давления за компрессором и между турбинами от оборотов компрессора, зависимость мощности силового вала, зависимость температуры от мощности и др. Следует иметь ввиду, что все перечисленные зависимости обрабатываются заводами по показаниям приборов с повышенным классом точности и что испытания проводятся с чистым лопаточным аппаратом осевого компрессора и турбины при номинальных зазорах линейной части [2].

---