Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Компрессорные станции нефтяной и газовой промышленности. цели и задачи работы 7
1.1. Технологические схемы компрессорных станций 8
1.2. Режим работы компрессорных станций 22
1.3. Нагнетатели для компрессорных станций 32
1.4. Особенность транспорта газа в Алжире 44
1.5. Метод выбора газоперекачивающих агрегатов . 59
1.6. Цели и задачи работы 72
Глава II. Анализ критериев для выбора газоперекачивающих агрегатов 82
2.1. Критерий выбора газоперекачивающих агрегатов 82
2.2. Целевая функция 148
2.3. Основные параметры эталонного газоперекачивающего агрегата 156
Глава III. Анализ целевых функции для схем соединения газоперекачивающих агрегатов 172
3.1. Применение целевых санкций в конкретных ситуациях 172
3.2. Каскадная компрессорная установка 190
Глава IV. Расчет и выбор типовых схем соединения агрегатов компрессорных станций 208
4.1. Программирование на ЭВМ 208
4.2. Область применения каскадной схемы соединения агрегатов по КС с падающим давлением на входе 260
4.3. Трубопроводы, соединяющие компрессорные машины в каскаде 271
Заключение 279
Литература 281
Приложения 290
- Режим работы компрессорных станций
- Основные параметры эталонного газоперекачивающего агрегата
- Каскадная компрессорная установка
- Область применения каскадной схемы соединения агрегатов по КС с падающим давлением на входе
Введение к работе
Высокие темпы развития нефтегазовой промышленности с интенсификацией технологических процессов транспорта, переработки газа, сбора, закачки в пласт с целью его хранения и повышения нефтеотдачи пласта неразрывно связаны с необходимостью компримирова-ния огромных количеств газа, до средних и высоких давлений нагнетания, а также неразрывно связано со строительством компрессорных станций (КС), обладающих высокими мощностями. Объем транспортировки газа для энергетических целей в мире в 1981 г. составлял 1183 млн. тонн природного газа, перекачиваемых через линейные компрессорные станции.
В 1965 г. протяженность сети магистральных газопроводов в мире составляла около 468 тыс. км., а к 1982 году протяженность сети возросла до 850 тыс. км, в том числе в Северной Америке (США и Канаде) до 490 тыс. км, в сзранах Латинской Америки - до 35 тыс. км, в Западной Европе - до 190 тыс. км, в остальных пунктах мира - до 135 тыс. км.
При наличии современных газопроводов, эксплуатируемых в зонах степени сжатия среднего, примерно равно 1,6; затрачиваемая мощность для компримирования, потребление энергии в 1981 г.представляет собой примерно 86109 мвт. Следовательно, установленная мощность преобладает тягости 100 км газопровода.
За 1982 г. в мире было сооружено 20,5 тыс. км магистральных
газопроводов, то есть примерно 203 компрессорных станций, и, татр ким образом, мощность на этих КС достигла 21*10 мвт.
Увеличение как объема, так и давления нагнетания, привели к существенному увеличению единичной мощности компрессоров и мощности современных компрессорных установок, что, в свою очередь, привело к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на компрессорные установки и, как следствие, существенному
і—
- о -
удорожанию компримируемого газа.
В технологических процессах газовой промышленности имеется множество станций, где необходимо изменение степени сжатия. К таким станциям относятся дожимные компрессорные станции (ДКС), станции закачки газа в пласт и станции подземных хранилищ (СПХГ).
Дожимная компрессорная станция, как звено единой системы месторождения, - магистральный газопровод, должна обеспечивать эффективный отбор и транспорт природного газа в период постоянной и падающей добычи.
В СССР за текущую пятилетку мощность ДКС возрастет на 1,6 млн квт, что составит в сумме 2,2 млн. квт в 1982 г. Увеличение мощности ДКС может быть достигнуто за счет использования ЦБН с газотурбинными приводами и газомоторными компрессорами.
В связи с повышением рабочего давления магистральных газопроводов до 120 кг/см2 и выше расширяется область технологических параметров, в пределах которых должна быть обеспечена эффективная работа ГПА, бсобенность которой влечет за собой рост степени сжатия ДКС данного газопровода.
В отличие от линейных КС газопровода, развитие и технологическая схема ДКС связаны, прежде всего, со снижением давления на приеме,/ по мере разработки месторождения.
Так, ДКС Изобильное в СССР достигла степени сжатия, равное в 1976 году 6. К тому времени полная загрузка ГПА обеспечива-лась при входном давлении на уровне 20 кг/см . В 1969 г. ДКС
Изобильное перешла на режим падающей добычи, это объясняется тем,
о что снизилось входное давление от 20 до 12 кг/см . К концу 1972г.
р давление на входе ДКС падало до 6 кг/см , а число ступеней сжатия повышалось от 6 до 9.
При закачке газа в пласт для поддержания пластового давления, или его хранения в исчерпанных месторождениях, необходимо
компримирование огромных потоков газа с высокими давлениями нагнетания. Эти станции отличаются от других тем, что они обладают высокими ступенями сжатия и потока газа. Например, назовем КС в Ливии, которые обладают степенью сжатия, равной 8-Ю, с мощностью б Вітдо 88 Мвт, а также в АВДР КС "Хасе-Рмель" и "Хасе-Месауд" обладают степенью сжатия 30-5, с мощностью 106 Мвт и 882 Мвт.
ЭТИ Обстоятельства ВЫДВИНУЛИ рЯД СерЬеЗНЫХ ТВЕЙИКО-ЭКОНОМИ-
ческих проблем перед компрессоростроителями, направленных на снижение капитальных и эксплуатационных затрат, а следовательно, на удешевление стоимости компримирования.
Немало затруднений при выборе вызвано появлением разных видов ГПА с конкурирующими характеристиками. Инженеру-проектировщику трудно выбрать ГПА, если он не имеет обоснованного метода определения подходящего варианта.
В данной работе обосновывается метод выбора определенного агрегата из числа существующих на основе технических и экономических обоснований, в работе также предлагается зона степеней сжатия наивыгодного применения того или иного типа ГПА.
Решение указанных задач осуществляется с помощью целевых функций. Их математическое содержание позволяет при выборе варианта учесть рост стоимости топливного газа, квалификацию обслуживающего персонала, клголатические особенности района, где предполагается разместить компрессорную станцию, и другие ограничения.
Режим работы компрессорных станций
В последние годы на некоторых газовых месторождениях в связи с их истощением наблюдается падение пластового давления. При падении пластового давления на промысле давление на входе FJ„ в главную компрессорную станцию (ГКО по мере отбора газа из месторождения снижается, поэтому особую важность приобретает прави льное прогнозирование режима работы ГКС.
Для поддержания постоянной производительности станции в различные периоды эксплуатации возникает необходимость в увеличении количества работающих агрегатов или изменении их типа по мере снижения давления на входе в ГКС. В связи с этим следует заранее принять меры для обеспечения оптимального режима ГКС и газопровода в течение всего периода эксплуатации месторождения. В зависимости от условий эксплуатации месторождения, тейпов падения пластового давления, наращивания мощности ГКС за счет строительства дожимных компрессорных цехов (ДКЦ) или дожимных компрессорных станций (ДКС) может меняться в значительных пределах.
На рис. (1.7) показаны периоды эксплуатации месторождений природного газа, которые разбиваются, на ряд этапов. При компрессорной эксплуатации этих месторождений основными в определении параметров ДКС являются периоды постоянной (I) и падающей добычи (П).
В период постоянной добычи расчетное давление магистрального газопровода обеспечивается вводом ДКС, мощность которой увеличивается со снижением давления газа на приеме до уровня, определяемого технико-экономическими показателями.
К концу периода проектом разработки предусматривается определенный суммарный отбор газа из месторождения по отношению к первоначальному запасу. Этому отбору соответствует снижение давления на приеме ДКС до 20-40 кгс/см2 в зависимости от первоначального пластового давления. Следовательно, суммарная мощность ДКС растет, а ввод ее ускоряется на месторождениях с низким первоначальным пластовым давлением при высоком темпе отбора газа и повышении расчетного давления магистпального газопровода (Р„)
На подземных газохранилищах величины расходов и давления газа изменяются в очень широких пределах. В этих условиях наиболее пригодны поршневые компрессоры, которые, имея сменные цилиндры и регулирующие объемы "мертвого" пространства, могут успешно работать на различных режимах. Однако изменения режима имеют пределы.
При технологическом проектировании по возможности следует учитывать конкретные рабочие характеристики компрессоров, иначе производительность хранилища, подсчитанная по теоретическим формулам, может оказаться технически неосуществимой.
Расчет работы хранилища с учетом реальных рабочих характеристик применяемых компрессоров выполняется методом пробных попыток.
Последовательность его зависит от того, отбирается или закачивается газ, но при этом принцип расчета остается одним и тем же.
Рассмотрим наиболее типичный случай использования КС при закачке газа. Предположим, что имеются графики совместной работы КС со всей остальной системой хранилища. На их основе установлен тип и число компрессоров. Задача состоит в том, чтобы уточнить полученные результаты путем использования характеристик выборных компрессоров.
Расчет начинается с того, что -задаются расходы нагнетаемого в пласт газа ( Q ), считаем известными рабочие характеристики компрессоров (загрузочные кривые) как функции степени сжатия ( ).
Расчет мощности компрессорных станций на ПХГ должен учитывать значительную неравномерность режима закачки и отбора газа,при этом важной характеристикой хранилища является отношение мак-симального Рпл и минимального Рпл пластового давления, ко торое, как правило, находится в пределах 1,3 Рдл пл 2,5.Для большинства хранилищ, особенно в истощенных месторождениях, РдЛ0У /Р"ЛП = 2 2,5.
Для ПХГ с активным водонапорным режимом, создаваемых в водоносных пластах, Рпл /15 » .
Важно отметить потери давления в пласте, которые зависят от параметров пласта, расхода газа и находятся в пределах 1-20 кгс/см . Потери давления; в стволе скважины обычно не превышают 20 кгс/см . Потери давления в шлейфах "устье скважины - КС ПХГ", как правило, составляют 2-3 кгс/см . Значительное влияние на режим компримирования, особенно на глубоких хранилищах, создаваемых в истощенных газовых месторождениях, оказывает вес столба газа в скважинах. Этот фактор снижает давление на выходе КС при закачке и на входе КС при отборе.
Таким образом, при разработке технологической схемы КС весьма существенным является вопрос о соотношении компрессорных мощностей, необходимых для закачки f\ зак и отбора газа N 0тб
На рис. (1.8) представлена ориентировочная зависимость соотношения мощностей К/ зак/ \ от(3 от степеней сжатия при закачке 63ак и отбРе отб Рассматриваются два характерных уровня: 5отб = » (работа ПХГ на подводящий газопровод с давлением 56 кгс/см2) и 0Тб = 2 (то же, на 76 кгс/см2). Из этих данных следует, что для ПХГ с базовым режимом, привязанных к газопроводам с давлением 56 кгс/см2 ( зак 7/ 2,5), мощность закачки превышает мощность отбора в 2 и более раз. Для тех же хранилищ с пиковым режимом - в 1,5 и более раза. Для ПХГ с базовым режимом, привязанных к газопроводам с давлением 76 кгс/см2 ( зак 1,5), мощность закачки может быть как меньше, так и больше мощности отбора. Для тех же хранилищ с пиковым режимом мощность закачки, как правило, меньше мощности отбора. На ІЇЇГ, которые будут привязываться к перспективным газопроводам с давлением 120 кгс/см , мощность закачки будет меньше мощности отбора[ 1 50j5 J
Для оснащения таких станций могут применяться различные газоперекачивающие агрегаты - центробежные компрессорные машины с приводом от стационарных газовых турбин или электродвигателей, газомоторные поршневые компрессоры, а также передвижные ГТУ авиационного типа, число которых может быть увеличено или уменьшено в зависимости и от технологического режима.
. Здесь интересно рассмотреть опыт эксплуатации компрессорной станции "Изобильное" на Северном Кавказе (СССР).Главная компрессорная станция в "Изобильном" была предназначена для компримирования газа Северо-Ставропольского месторождения и передаче его в центр страны по газопроводу Ставрополь -Москва. В 1962 году был принят в эксплуатацию основной компрессорный цех (ОВД), оснащенный девятью агрегатами ГТ-700-4 с центробежными нагнетателями типа 280-II-2. Проектная производительность КС - 36,5 млн. м3 газа в сутки. Технологическая схема предусматривала работу трех групп газоперекачивающих агрегатов по три агрегата в каждой группе с независимыми входными и выходными коллекторами.
В последующие годы по мере падения пластового давления возникла необходимость в наращивании мощности, что привело к расширению (ОКЦ) на три агрегата ГТ-700-5 с центробежными нагнетателями типа 280-12-1.(1965 г.) и строительству дожимного компрессорного цеха (ДКЦ).
В 1966 году введена в эксплуатацию 1-я очередь дожимного компрессорного цеха (ДКЦ) с пятью агрегатами ГТ-700-5 с нагнетателями типа 280-12-4, и последующий период КС работает в 4-5 ступенях сжатия газа с охлаждением его после первой и последней
Основные параметры эталонного газоперекачивающего агрегата
Для оценки решения о выборе ГПА (ІТУ) предлагается создать "эталон", на основе которого можно оценивать эффективность любых ГПА. "Эталон" ІЇЇА монет при выборе характеристики оптимального ГПА служить в качестве начального приближения, так как под понятием "эталон" понимается ША. на среднем достигнутом техническом уровне из множества всех, имеющихся в настоящее время на мировом рынке.
На возможность такого подхода указывает то обстоительство, что, несмотря на особенности конструкции и различие в параметрах отдельных ША, основные технические принципы их проектирования практически идентичны и определяются уровнем техники.
При оценке любого из основных параметров ША на начальной стадии проектирования, т.е. до проведения расчетно-конструкционных проработок практически исключается дифференциальный учет влияния всех факторов, влияющих на значение данного параметра ША. Причина заключается в большой разнообразности и масштабности этих зависимостей. Поэтому широко используются нами интегральные оценки. Оно позволяет получить нормализованные значения рассматриваемых параметров ГТУ, сравнивая которые, можно оценивать совершенно-каждой конкретной установки по этим показателям, б J
Экономичность газотурбинных установок определяется уровнем термического КПД (КПД идеального цикла) и внутренними потерями в тарктах: в турбине, компрессоре, камере сгорания, потеряш на охлаждение элементов турбины и в коммуникациях.
Статистический подход к определению КПД "эталона" заключаетсяв изображении точек (ША) в координатах "КПД - мощность ГТУ", т.е. каждая из точек представляет собой одну из точек и представляет собой одну из современных, доступных на мировом рынке ГТУ.
Результаты статистической обработки показателей ГО" (см.табл. 2,18 ) представлены на рис,2.19. На рисунке показаны поле корреляций зависимости единичной мощности NA И КПД для различных ГТУ. Как видно из рис.2.19, разброс точек от кривой регрессии укладывается с вероятностью более 90% в диапазон +4$.
Указанные цифры вполне удовлетворительны, имея в виду наличие целого рада факторов, влияние которых носит случайный характер, например, рекламность паспортных показателей, представляемых зарубежными фирмами, возможное различие в условиях представления показателей, которые не оговариваются в проспектах.
Анализируя характер протекания кривых на рис..2.19, можно отметить, что заметное влияние единичной мощности ИІА на его номинальный КПД, почти в равной степени относится к регенеративным и безрегенеративным ГТУ.
Для более удобного определения зависимости ЬГПА НОМ " t(Nfl) можно использовать регрессивные зависимости в следующих формах.Кривая типа )В : стационарные ГТУ.где: NA - единичная мощность ГТУ (мВт),
Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы: I. Анализируя данные безрегенеративных ГТУ, можно заключить, что эти ГТУ обладают параметрами, соответствующими условию экономичности по обслуживанию, надежности и долговечности эксплуатацииПо этой причине ГТУ этого типа не достигают максимума КПД и группируются на нижней ветви зависимости ГИун0М - j (Nfl)2. ГТУ авиационного типа достигают высоких значений КПД за счет температуры сгорания и высоких степеней сжатия воздуха.3. Что касается ГТУ с регенерацией, то точки соответствующие их параметрам, группируются в зоне верхней ветви зависимостиb = -f (\jfl) . Это объясняется тем, что в отличие от безрегенеративных, у регенеративных ГТУ используется оптимальная степень сжатия, соответствующей условию максимума удельной мощности и использованию энергии топлива.
Затем зависимость, приведенная на рис.2,19,может быть использована для определения ожидаемого уровня КПД, а также для определения соответствия достигнутых показателей конкретных ГТУ мировому уровню развития техники. б «о
Таким образом, понятие о КПД "эталона" способствует упрощению расчета расходов топливного газа ГТУ, КС в целом. Следует заметить, что КПД поршневых компрессоров типа ГМК не стоит нормализовать, поскольку КПД этих типов ГПА неизменны.
Применительно к решению поставленной задачи наиболее предпочтительным следует считать подход, базирующийся на использовании статистических данных, приведенных в работе/75 7 и на базе аппроксимаций отражающихся лишь в положении "диничных" точек на представленных графиках. На рис. 2.20 представлена единичная цена агрегата (на мировом техническом уровне), зависимость от его типа и мощности. Как и следует ожидать, что ША от газовых турбин с регенеративным циклом требуют наибольших капиталовложений, затем следуют авиационные газотурбинные агрегаты и, наконец, ГТУ с простым циклом.
За время, прошедшее после опубликования работы/ г ]развитие ША шло в направлении увеличения единичных мощностей. В СССР начали пускать агрегаты в 25 мВт (ГЕН-25), проходит испытания агрегат в 40 мВт. За рубежом также приступили к выпуску агрегатов мощностью в 40, 45, 60 мВт (фирмы ,ALST0Nr/ITL AN, DRESSE -KUARK ). Обобщение этих сведений предсдавлено на рис. 2.20.
Поршневые компрессоры с приводом требуют наибольших капиталовложений, чем ША с газовыми турбинами. Данные обоснованы на параметрах ГТУ в 1980 году. Приведенную зависимость для ША (ГТУ) можно аппроксимировать в виде:Затем прямую зависимость ПК с приводом можно иллюстрировать в виде:где: и - постоянные, 1 зависящие от типа ША; d - постоянные, зависящие от типа ПК. Значения коэффициентов оС , Ь » 6 » У приведены в таблице 2.19.
Применения к решению задачи этот подход облегчает выход к постановлению общего метода выбора, которое является целью нашей диссертационной работы.
В отношений к определению необходимых затрат на топливо для сжатия газа, следовало считать подходом к удельному расчету, которое является функцией от КЦЦ "машины, в том числе КЕД каглеры его сгорания :
Базирующиеся на использовании- статистических данных приведенных к таблице (гл.1), была построен график зависимости КЕЩ нагнетателя от его степени сжатия. Иллюстрация этого графика показывает изменения оптимального КПД при повышении оптимальной степени сжатия нагнетателя. Из рисунка 321 видно, что типы ЦБ нагнетателей, имеющие высокие степени сжатия, следовательно, наблюдается у них4 низкое адиабатическое КПД, в зоне о выше 1,8. Следовательно, в дальнейшей работе применяется КПД нагнетателей для расчета мощности сжатия, равной 0,7 соответственно к зоне стабилизации у центробежных компрессоров и 0,9 у прошневых компрессоров.
Затем, в области L низкого 1,8 КПД "эталона нагнетателя" подчиняется параболической закономерности, что записывается таким образом:
Однако, обрузующуюся точку пересечения на рис.-21 дает нам наблюдать в зоне применения ЦБК и ПК.
Следовательно, мощность сжатия КС в целом выражается:- 168 Таким образом, применительно к решению поставленной задачи, расчет затрат на топливный газ для КС в целом и на базе "эталона" ГПА в работе далее применяются такие структуры:
Каскадная компрессорная установка
В настоящее время ККУ не нашел распространения в комприми-ровании газа при высоких степенях сжатиям Однако в работе Лг 56$sJ было проведено исследование сжатия газа с помощью ККУ, в условиях от одной атмосферы до 51 КГС/CNT. Результаты этого исследования посвящались с иллюстрацией закономерности изменения удельной мощности в поршневом и ЦБ компрессоре.
Первая констанция из рис.:( 3.3) видно, что с увеличением производительности компрессора, значение Ne/V в первой ступени увеличивается по сравнению с компрессором меньшей производительности. Как нам известно, производительность поршневого компрессора меньше, чем у центробежного компрессора, следует непри-менно поставить первым ЦБК. График ( з. 3) показывает рост удельной мощности с повышением давления нагнетания при одинаковом расходе, так и областей наивыгодного применения того или иного на-гентателя, при этом случае показано выгодным производить с ЦБК до 12,5кгс/см что касается второй ступени, то вопрос о ее замене должен решаться путем соответствующих технико-экономических расчетов, по определению давления на приеме поршневого компрессора, создаваемого ЦБК, при котором обеспечивается минимальная мощность на компримирование комбинированной компрессорной установки.
Это давление по условиям минимума мощности считается оптимальным для заданных параметров ККУ, способствует уменьшению энергозатрат на компримирование, которые являются одним из составных статей.
Энергозатраты установки -:, как следствие, способствуют существенному уменьшению эксплуатационных расходов установки, В связи с тем, что оптимальное давление на приеме поршневого компрессора в установке одновременно способствует уменьшению числа поршневых компрессоров, а следовательно, и уменьшению числа фундаментов, кубатуры машинного зала и т.д. В зависимости от его величины должны уменьшаться соответственно и капитальные затраты установки;5
Таким образом, комбинированная компрессорная установка по эксплуатационным расходам должна быть более экономичной и менее капиталоемкой по сравнению с центробежной установкой, с идентичными параметрами компримирования Однако, определение оптимального давления на приеме ПК в ККУ влечет за собой большую экономию в мощности расходуемого для сжатия газа Смотря на трудоемкое определение fn на приеме ПК, путем аналитических. Были построена графики закономерности изменения величины этого давления в зависимости от давления нагнетания; $?]
Рисунки (ЗЛ) и ( 3-5") характеризуют характер изменения мощности при одинаковых условиях работы для ЦБК и ПК.
Основной подход к решению поставленной задачи является установление связи между значением потребляемой мощности П.компрессором и максимального давления на его приеме, рис1 ("5-5" ). В этом случае при увеличении давления на всасывании поршневого компрессора вначале наблюдается уменьшение потребляемой компрессором мощности, а затем рост, т.е. зависимость N = ffPBX) имеет минимум.
При разных давлениях нагнетания также наблюдается минимум потребляемой компрессорной мощности, при увеличении давления на приеме порш-компрессора, в каскадной схемеУ Рисунки ( 3. в ) иллюстрируют этот случай.1
Для различных значений производительности схемы ККУ был построен график удельного расхода мощности в зависимости от давления на приеме поршневого компрессора.
На совместимость рисунков (3. ) и ( 3 ) построен график (5.8 ) при разных давлениях нагнетания, в интервале от 51 до 500 кгс/сйг.
Из рис.(3.8) следует заметить, что по мере увеличения давления нагнетания в каскадной схеме, интенсивность роста давления нагнетания ЦБ компрессора снижается, несмотря на значительное повышение нагнетания ККУ. Линия АВ представляет собой кривую минимального удельного расхода мощности.
Из графика заметим, что при увеличении давления нагнетания с 51 до 180 КГС/CNT оптимальное давление ЦБК, т.е давление на приеме Ж повышается с 5,6 до 7,5 кгс/cwr, а при увеличении давления нагнетания с 180 до 500 кгс/см соответствует Роп с 7,5 до 9 кгс/смг, т.е. на 1,5 кгс/сьг при повышении давления нагнетания установки на 320 кгс/см .
Таким образом, закономерность такого изменения оптимального давления нагнетания ЦБК в зависимости от давления нагнетания установки объясняется неэкономным расходом мощности в ЦБК, при его работе с высокими значениями степени сжатия
При данной кривой из графика (3.8) была выведена аналитическая в виде fellгде: Роп - искомое оптимальное давление на приеме ПКили давление нагнетания ЦБК в ККУ;Рн - конечное давление ККУ.В работе $ j J была рассмотрена закономерность экономиирасходов мощности в ККУ по сравнению с идентичной у поршневой установки. Исследования автора заключены в следующем графике?
Однако, анализ этих графиков, т. е. приведенных данных, показал, что экономия расхода мощности в описанных установках достигает максимума при оптимальных значениях давления на приеме поршневых компрессоров. В установках с высокими давлениями нагнетания, например, 180 и 500 кгс/см и при соответствующих Р = 7,5 и 9 КГС/CNTнаъприеме ПК в ККУ экономия расхода мощности увеличивается по сравнению с установкой среднего давления нагнетания.
Результаты анализа показали важность оптимального давления на приеме ПК в эконоши расходов мощностей, как показано на рис.(3.9) (зю]
Размер выгодной мощности при оптимальности давления равен 5,6 кгс/см и измеряется в 20$. Однако, при отклонении давления на приеме Ж от оптимального давления в размере 3,5 кгс/сыг, выгода мощности уменьшается до 12$, а также при увеличении давления на приеме ПК выше оптимального давления в размере 7,5 КГС/CNT выгода сокращается до 7,5$.
Результаты, указанные выше, получены при давлении на входе ККУ равной I атмосфере; Несмотря на выгоду мощности при осуществлении каскадной схемы, ЦБК оказался в неэффективной зоне соответственно со степенью сжатия в интервале 3,5 до 9.
Однако вопрос состоит в том, каким путем осуществляет ККУ при повышении давления на входе, до оптимального давления на приеме ПК и выше;1
Случай, который часто встречается в практике, назовем компрессорной станцией в АВДР для закачки газа в пласт , где давление на входе достигает 14 кгс/с&г и давление нагнетания достигло 422 кгс/cfor. Так же КС в Ливии, где давление на входе достигает 41 кгс/сьг и давление нагнетания 316 кгс/смг.
Очевидно, способ применения каскадной схемы на базе методики автора Хошпулана в тех случаях отпадает, поскольку давление на приеме поршневого компрессора гораздо выше, чем указано оптимальное І? Таким образом, подход к решению проблемы обосновывается определением степени сжатия производимым ЦБ компрессором на приеме Ж,
Предлагается методика определения степени сжатия на входе ПК, На базе статистических данных, приведенных в таблице (1.2,1.3 ) (глД) был построен график, который показыыает зонные применения центробежного нагнетателя, посвящен отношению степени сжатия нагнетателей из числа существующего на мировом рынке между их КПД.
На рис.(2.21)(глЛ1) видно, что адиабатические КДЦ машины стабилизируются около 70% при степени сжатия равным 1»8 и выше. Определенная степень сжатия на приеме Ж остается в ширине выбора и связана с объемными расходами примененного поршневого компрессора.
Выбором остается лишь анализ технико-экономических показателей, который заключается в определении капиталовложений поршневых компрессоров. Однако оптимальность степени сжатия на приеме Ж, т.е. производимого центробежным ангнетателем, может быть выбрана
Область применения каскадной схемы соединения агрегатов по КС с падающим давлением на входе
В этом параграфе рассмотрим применение каскадной схемы в зонах степени сжатия, при давлении на входе КС. В третьей главе были предложены два метода выбора ККУ. Теоретическое применение каскадной схемы основывается на отбрасывании недостоинства двух разных ГПА., использование технических преимуществ как дополнение одного из двух для получения гармонии в их совместной работе. Имеем в виду подключение ГПА. (ЦЕН), как машину с большой производительностью и менее капиталоемкой, чем ГПА (ПК), для повышения давления на приеме поршневого агрегата, что является, причиной в уменьшении затрат мощности и ограничения капиталовложения поршневого цеха.
Анализ предыдущего предложения (гл. Ш, 1) показывает, что агрегаты с поршневыми компрессорами являются более выгодными за счет энергозатрат и удельной мощности, чем агрегаты с центробежными нагнетателями. Обладая высоким КЦЦ, поршневой компрессор утверждает его применение при высоких степенях сжатия. Как видно из рис. (4.10, 4.II, 4.12), удельная мощность (ПК) иллюстрирована кривыми (1а), (1а ), (2а, 2а ), (За, За ) не сходится с удельной мощностью ГПА. (ЦЕН), которые представлены кривыми (I, I ), (2, 3), соответственно давлениями нагнетания 100-200-400 кгс/см . Изобра-жения кривых (I, 1а, 16, 1с), (I , 1а , 16 , Ic ) характеризуют изменения удельной мощности, соответственно, при повышении степени сжатия КС и давления на входе. Из табл. (4.5) видно, что эти затраты мощности для давления нагнетания равны 100 кгс/см2 и лежат от 160 до 1368 кВт/кг для ГПА. (ЦЕН), от 118 до 1008 кВт/кг - для ГПА. (ПК) в соответствующих интервалах степеней сжатия КС. При Рвх = I кгс/смй удельная мощность ГПА (ЦЕН) оценивалась около130% от затрат мощности ГПА. (ПК), соответственно, степень сжатия равна 100. Сходство получается при повышении Рвх, т.е. уменьшения степени сжатия КС, в точке кс равно 2,38, где разница затрат мощности ГПА. (ЦБН) и ГПА (ПК) сокращается и стремится к уравниванию при кс равно 1,3.
Представленная задача заключается в возможности применения ККУ по сравнению КС с центробежными агрегатами. Как видно из рис. (4.10, 4.II, 4.12), явно преимущества отдаются ККУ во всех интер-валах степеней сжатия КС. Интерес представляют кривые 1а и Ic , где применение ККУ оказалось предпочтительным в интервалах Рвх от I до 4,5 кгс/см2 по сравнению с ГПА (ПК), т.е. при степени сжатия КС от 20 и выше, так же по сравнению с агрегатами (ПК) рис. 4.10. Однако наблюдается конкуренция применения схемы КС с поршневыми компрессорами при Рвх , равным 4,5 кгс/см и выше, т.е. в интервале степени сжатия от 2,38 до 20. Црименительный подход к решению поставленной задачи при сравнении удельных затрат мощности выяснилось,что ККУ несравнимо с центробежными компрессорами, следовательно, и затраты на энерготопливо значительно будут меньше. Таким образом, ясность преимущества ККУ насчет схемы с ГПА (ЦБН) в сфере эксплуатационных затрат не является окончательным решением в его применении, однако, весомость капиталовложения поршневых компрессоров отдают сомнению без сплошного спора с центробежными агрегатами. Однако расчет удельных приведенных затрат, как комплексный метод выбора схем КС с разными типами агрегатов, не удалось осуществить, поскольку расчет капиталовложения относится к конкретному типу ГПА. Анализ критериев выбора (гл.Ш,1), и что сказано выше,показал неизбежность применения поршневого компрессора в схеме КС.гр технические достоинства и приспособления к высоким температурам наружного воздуха выдвинули серьезные предложения о применении каскадной схемы в климатических условиях Алжира. Неустойчивость роста температуры воздуха в Сахаря стране местами достигает 50С, неизбежно отражается на режиме работы КС. Статистика и опыт эксплуатации КС в Алжире показали, что большинство КС работают при коэффициенте загрузки около 70$, число которых,в свою очередь, влечет за собой рост удельных энергетических затрат, следовательно, больше годовых затрат. Эти обстоятельства выдвинули попытку осуществить ККУ в конкретный случай. Далее, в работе приводятся расчеты удельных затрат мощности, энерготопливного и приведенных затрат КС "Хаси--Рмель", станция работает при степени сжатия равной ЗО (см.Г/і I. ).
Согласно теории эксплуатации ЦЕН сохранение их эффективности работы по сравнению с агрегатами (ПК), была изложена в (пл 1ІГ ) область степени сжатия, где КПД машины имеет наибольшее значение. Оценка эффективности работы ККУ в условиях КС Хаси-Рмелъ представлена в таблице ( Ц.6 )
