Қазақстандағы газ және мұнай қоймалары

 

 

 

 

 

 

 

 

Сурет-3

Құбыр ұзындығы бойынша газ температурасының өзгеруі

1 – Di ескерілмегенде

           2 – Di ескерілгенде

 

 

3.6. Газқұбырының гидравликалық есебі

 

Компрессорлық станция аралығындағы ара қашықтықты анықтаймыз:

мұндағы: К - өлшемге байланысты коэффициент, К=105,087.

Компрессорлық станциялар санын анықтаймыз:

пкс – мәнін үлкенге қарай бүтіндейміз.

КС аралығындағы ара қашықтықты табамыз:

 

Есеп мәліметтерін 12-кестеге енгіземіз.

 

 

Кесте-12

Газқұбырының гидравликалық есеп мәндері

 

Аталуы	Газқұбырының диаметрі, мм
	820*10	920*12	1020*14
КС аралығындағы ара қашықтық l/, км	156,6	270,0	442,2
КС саны, п0	29	1,6	1,0
КС саны, пкс	3	2	1
КС аралығындағы ара қашықтық l, км	152	228,1	456,2
Газқұбырының соңғы қысымы, Рк, МПа	5,3	5,6	5,1
Газдың қысу дәрежесі, ε	1,4	1,3	1,45

 

Компрессорлық станция аралығындағы мәліметтерді ескеріп, газдың соңғы қысымын анықтаймыз:

Газдың қысылу дәрежесін төмендегі өрнектен анықтаймыз:

 

 

3.7. Газқұбырының ұжымды диаметрін  анықтау және таңдау.

 

Ұжымды диаметрді есептеу үшін 3 және 9 – кестелерден, [1], сондай-ақ төмендегі өрнектен пайдаланамыз:

мұндағы:  Суд – газ құбырының ұзындық бірлігіндегі тасымалданушы газ көлемінің бірлігіне жұмсалған капиталдық және пайдалану меншікті шығындардың жиынтығы;

Сr, Ск – газқұбырының тиісінше линиялық бөлімі (мың теңге/км) және сығымдаушы станциялар бойынша келтірілген шығындар;

310  –  бір жылдағы шартты жұмыс күндерінің саны;

     –   есептік учаскенің ұзындығы;

Сr= 0,15Кк+Эr,

Ск= 0,15Кк+Эк,

мұндағы:   Кr, Кк – тиісінше линиялық бөлім және сығымдауыш станциялар бойынша капиталовложениялар;

Эr, Эк – тиісінше линиялық бөлім және сығымдауыш станциялар бойынша эксплуатациялық шығындар.

 

Есептеу нәтижелерін 13– кестеге енгіземіз.

 

Кесте-13

Газқұбырының ұтымды диаметрінің есептік мәндері

 

Көрсеткіш аталуы	Газқұбырының диаметрі, мм
	820*10	920*12	1020*14
Теориялық массасы, Т/км	199,8	268,7	347,3
Капиталсалымы, Кr мың.тг/км           соның  ішінде құрылыс монтаж жұмыстары                                                                   жабдықтар                                                         басқа шығындар	63,74*102	75,39*102	92,59*102
	58,01*102	69,32*102	85,96*102
	2,44*102	2,44*102	2,44*102
	3,29*102	3,63*102	4,19*102
жылдық эксплуатациялық шығындар Эr мың.тг/км                                         соның ішінде амортизация                                                          ағымдық жөндеу                                                           басқа шығындар	3,04*102	3,51*102	4,19*102
	2,22*102	2,63*102	3,23*102
	0,32*102	0,38*102	0,46*102
	0,50*102	0,50*102	0,50*102
Кк га Капиталсалымы, мың тг	9804*102	6536*102	3268*102
Сығымдаушы станциялар мен Эк га жылдық эксплуатациялық шығындар мың.тг/жыл	1560*102	1040*102	520*102
Келтірілген капиталсалымы, эксплуатациялық шығындар, Сr мың теңге	12,6*102	14,82*102	18,08*102
Келтірілген капиталсалымы, эксплуатациялық шығындар, Ск мың теңге	3030*102	2020*102	1010*102
Меншікті капиталсалымы шығындар мен эксплуатациялық жұмсалымдар, Суд	0,3337	0,3238	0,3519

 

Келтірілген есептеулерден шығатын қорытынды төмендегідей ұтымды диаметр болып табылатыны 920*12, өйткені

С1уд > С2уд < С3уд

333 >323 < 351

 

 

3.8. Тасымалданушы газдың орташа  және соңғы температурасын тексеру

 

Тасымалданушы газдың орташа және соңғы температурасын 0С да жүргіземіз және төмендегі өрнектен анықтаймыз:

мұндағы: 

Есептеулерде қабылданған газдың орташа температурасы Тср=280,7К, яғни tср=7,70С. Ауытқуы 7,7-7=0,70С – мардымсыз.

Есептеулерде қабылданған газдың соңғы температурасы Тк=276,2К, яғни tк=3,20С. Ауытқуы 3,2-3=0,20С – мардымсыз.

 

3.9. Сығымдаушы станциялардың жұмыс режимі және орталықтан тепкіш айдағыштармен газқұбырының біріккен мінездемесі.

 

Магистралдық газқұбырын жобалағанда, көбінесе бір сатылы сығымдау келтірілген шығындар бойынша да, қалған басқа экономикалық көрсеткіштері бойынша да тиімдірек болғанымен, екі сатылы сығымдау басымдылықтарға ие деп саналады. Екі сатылы сығымдау схемасының бір сатылыға қарағанда басымдылығы оның сенімділігінң біршама жоғары болуы (бірдей резервтік коэффициенті жағдайында агрегаттар саны артық), өнімділігін реттеу ауқымының кеңдігін, компрессорлық станциялар құрылыс алаңының санының кемдігі, газодинамикалық мінездемесінің біршама тік болғандығынан компрессорлық станциялар жұмысының біраз орнықтырақ болуы болып табылады.

14–кестеде компрессорлық қуаттық жабдықтардың қысқаша техникалық мінездемесі келтірілген. 4 – суретте бірінші типтегі Н-370-12-1 айдағыштың мінездемесі келтірілген.

Айдағыштың (2 жұмыстық +1 резервтік) жұмыс режимін есептеу төмендегі тәртіпте жүргізіледі. Алдымен сорудағы келтірілген көлемдік шығынды Qпр және келтірілген салыстырма айналым жиілігін (n/nн)пр төмендегі өрнектерден анықтап аламыз:

 

Есептік жұмыстық өнімділік Qпр помпаж шарттарына сай өнімділіктен кемінде 10% ке артық болуы қажет (мінездеменің бас жағы, 4 – суретте помпаждың шегіне 175м3/мин өнімділік сәйкес келеді). Одан соң, Qпр мен (n/nн)пр ларға байланысты сәйкес графиктер бойынша политроптық П.Ә.К ін ηпом келтірілген ішкі қуатын (Ni/ρв)пр және қысу дәрежесін ε анықтаймыз. (45) пайдаланып, индикаторлық қуатты Ni есептеп табамыз.

Табылған Ni нің мәніне механикалық жоғалтуларға кеткен қуатты Nмех=100кВт (газ турбиналық жетек үшін) қоссақ, жетек муфтасындағы қуат шамасын табамыз.

 

Кесте-14

Газтурбиналық жетекті ГПА-ның техникалық мінездемесі

 

Газайдаушы агрегаттытүрің ( типі )

Газтурбинаның негізгі деректері

Орталықтан тепкіш айдағыштың негізгі деректері

Номиналдық қуаты, кВт

Газтурбиналық қыздырғының П.Ә.К-і

Қуат білігінің айналым жиілігі аин/мин

Газтурбинасының алдындағы жану өнімдерінің теипературасы, 0С

Айдағыш (түрі) типі

Өнімділігі, млн.м3/тәулік

Номиналдық айналым жиілігі, айн/мин

I айдағышқа кірудегі қысым

Соңғы айдағыштан шыққандағы газ қысымы

Айдағыштың қысу дәрежесі

Айдағыштың политраттық П.Ә.К-і

Бір айдағыш жұмыс істегенде

Екі айдағыш жұмыс істегенде

Үш айдағыш жұмыс істегенде

ГТ-750-6

6000

27

750

370-12-1

5300

4,41

3,68

3,19

5,5

1,25

87

 

 

 

 

 

 

 

 

Сурет-4

Бірінші типтегі Н-370-12-1 айдағыштың келтірілген мінездемесі

 

(Тв=288 К; Rпр=490,5 Дж/(кг*К); zпр=0,91; (n/nн)пр=0,7÷1,1; n н=5300 айн/мин)

 

ГПА-ның айналым жиілігі ауқымындағы ротордың бірнеше (кемінде үш) айналым жиілігін қабылдап алып Qпр мен (n/nн)пр анықтаймыз. Алынған нүктелерді мінездемеге түсіріп, оны тегіс сызықпен қосамыз (5-сурет).

Қысымның қажетті көтерілу дәрежесін ε анықтаймыз. ε өсінен горизонтал түзу жүргізіп, оның қисық сызықпен қиылысқан нүктесін табамыз. Бұл нүктеден перпендикуляр өткізіп, оның горизонтал өспен қиылысқан нүктесінен Qпр ді табамыз. Осылайша ηпом және (Ni/ρв)пр шамаларын анықтаймыз. Qпр мәні Qпр ≥ Qпр(тіп) шартын қанағаттандыратын болуы қажет (мұндағы Qпр(тіп) помпаж аймағының шегінде келтірілген көлемдік өнімділік).

 

Кесте-15

Орталықтан тепкіш насостың режимін анықтау

 

n/nн	Qпр м3/мин	(n/nн)пр
0,7	328	0,69
0,75	306	0,74
0,8	287	0,79
0,85	270	0,83
0,9	255	0,88
0,95	242	0,93
1,0	230	0,98
1,05	219	1,03
1,1	209	1,08

 

Графиктен көрініп тұрғанындай ε=1,25 болғанда  Qпр=243 м3/мин, (Ni/ρв)пр=134, ηпом=0,83.

Сурет-5

Бірінші типтегі Н-370-12-1 айдағышының келтірілген мінездемесі

(Тв=288 К; Rпр=490,5 Дж/(кг*К); zпр=0,91; (n/nн)пр=0,7÷1,1; пн=5300 айн/мин)

 

(45) өрнектен айдағыштың тұтыну  қуатын табамыз:

 

Жетек муфтасындағы қуатты табамыз:

Ne=Ni+Nмех,

Ne=124+100=224кВт

 

Орталықтан тепкіш насостан шыққан газдың температурасын анықтаймыз:

мұндағы: К – табиғи газдың адиабата көрсеткіші, К=1,31.

Бірінші типтегі мінездемелерді агрегаттардың тиімді жүктемесін анықтау үшін қолданады. Диспетчерлік қызмет үшін қолайлырағы екінші типтегі газодинамиалық мінездеме болып табылады (6 - сурет).

Режим есебін төмендегі ретпен жүргізеді. Алдымен келтірілген коммерсиялық өнімділікті (48) және келтрілген салыстырма айналым жиілігін (44) табады:

 

млн.м3/тәулік.

Төмендегі графиктер аймағынан (Qк)пр, ρв координаталы нүтені табамыз да, бұл нүктеден келтірілген көлемдік өнімділік (Qк)пр сызығы бойынша түзу жүргізе отырып, оны сыртқы (n/nн)пр сызығымен қиылысқанша жалғастырамыз. ε шкаласынан сәйкес келуші қысу дәрежесін анықтаймыз. Вертикал түзу бойынша графиктің жоғарғы аймағына өтіп, керекті (n/nн)пр=1,0 сызығымен қиылысу нүктесі бойынша келтірілген ішкі қуат (Ni)пр шамасын анықтаймыз. Нәтижеде төмендегілерді аламыз: ε =0,81; (Ni)пр=6700кВт.