Проектирование компрессорной станции магистрального газопровода и расчет режима работы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Определение исходных расчетных данных

1.1 Выбор рабочего давления газопровода и определение диаметра газопровода

1.2 Расчет свойств транспортируемого газа

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями

2. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

3. Разработка технологической схемы КС

4. Узел очистки газа на КС

4.1 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

Вывод

Список используемой литературы

Приложения

компрессорный станция газопровод гидравлический

Введение

Как известно, все основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция -- это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

Целью курсового проекта является эксплуатация и ремонт насосных и компрессорных станций.

Исходя из цели, сформулированы задачи курсового проекта:

· произвести технологический расчет магистрального газопровода;

· подобрать тип ГПА и рассчитать режим работы компрессорной станции;

· разработать технологическую схему КС;

· выполнить расчет узла очистки КС.

1. Определение исходных расчетных данных

Расчет ведем по [1, с. 20-36].

1.1 Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода

1.1.1 Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе p=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно р_вс=5,1 МПа и р_наг=7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности по табл. 3 принимаем условный диаметр газопровода D_y =1400 мм. Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД=283К, газопровод прокладывается в смешанных грунтах К_ср=1 Вт/(м²·К) [9]

1.1.2 Для строительства газопровода принимаем трубы D_н=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ[1, с. 48].

Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы

,

Где R1^н -- нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1^н = у_в), у_в=588 МПа [1, с. 48];

m - коэффициент условий работы, m=0,9 [7, с. 4];

k₁-коэффициент надежности по материалу k₁=1,34 [1, с. 48];

k_н - коэффициент надежности по назначению, k_н=1,1 [7, с. 34].

Толщина стенки трубы

,

где р - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

п_р -- коэффициент надежности по нагрузке, определяемый по [7, с. 35];

R₁- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Принимаем стандартную толщину стенки трубы д=15,7 мм.

Внутренний диаметр газопровода

.

1.2 Расчет свойств транспортируемого газа

1.2.1 Плотность газа при стандартных условиях по формуле (2)

=

Где a₁,…а_п - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

с₁,…с_п- плотность компонента при стандартных условиях (293К), кг/м³[1, с. 21].

1.2.2 Молярная масса по формуле (1)

=

где M₁,…М_n - молярная масса компонента, кг/кмоль [1, c. 21].

1.2.3 Газовая постоянная по формуле (4)

=,

где R_г = 8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).

1.2.4 Псевдокритические температура и давление по формулам (5) и (6)

где P_крi, Т_крi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1 [1, c. 55].

1.2.5 Относительная плотность газа по воздуху по формуле (3)

,

где с_в=1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях.

1.2.6 Суточная производительность газопровода по формуле (7)

,

где k_и-- коэффициент использования пропускной способности газопровода, который вычисляется по формуле (8)

,

где К_ро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ. К_ро=0,98 для базовых и распределительных газопроводов;

К_эт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур. К_эт=0,98 для газопроводов более 1000 км;

К_нд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных процессов и ремонтно-технического обслуживания. К_нд=0,98 [1, c. 23].

.

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций

1.3.1 Пользуясь данными табл.4 [1, с. 25], по формулам (12) и (13) определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС

,

где дР_ВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), дР_ВЫХ=0,11;

дР_ОХЛ - потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку

дР_ОХЛ =0,06МПа.

Давление в конце участка газопровода

,

где ? Р_вс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ? Р_вс =0,12 МПа.

1.3.2 Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

,

Где Т₀ - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т₀ =278 К,

Т_н - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313К.

1.3.3 В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению определяется по формуле (17)

где k_э- эквивалентная шероховатость труб, k_э=3·10^-5м [7].

1.3.4 Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е₁ =0,95), коэффициент гидравлического сопротивления л по формуле (14)

,

где Е₁ - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95 [1, c. 25].

1.3.5 Среднее давление в линейном участке по формуле (20)

1.3.6 Приведенные значения давления и температуры

1.3.7 Коэффициент сжимаемости газа по формуле (18)

,

где ;

.

1.3.8 Расчетное расстояние между КС по формуле (10)составит

1.3.9 Определяем по формуле (21) расчетное число компрессорных станций

где L-длина магистрального трубопровода (км).

1.3.10 Округляем расчетное число КС до целого значения в большую сторону п=22, после чего по формуле (22) уточняем расстояние между КС

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями

1.4.1 Принимаем в качестве первого приближения значения л, Т_СР и Z_СР из первого этапа вычислений:

; ;

1.4.2 Определяем по формуле (23) в первом приближении значение Р_к

1.4.3 Определяется среднее давление по формуле (20)

1.4.4 Определяем средние значения приведенного давления и температуры по формулам (19)

1.4.5 Удельная теплоемкость газа по формуле (25)

Где

;

;

;

.

1.4.6 Коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (26)

где ;

;

;

.

1.4.7 Рассчитываем коэффициент а_t по формуле (27)

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

1.4.8 Вычисляем по формуле (24) 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 по формуле по формуле (28) и число Рейнольдса по формуле (16)

Где ;

;

;

;

;

1.4.11 Вычисляем по формулам (17) и (15) коэффициенты л_ТР и л

1.4.12 Конечное давление во втором приближении по формуле (23)

1.4.13 Относительная погрешность определения конечного давления составляет

Так как полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 1.4.3.

1.4.13 ;

1.4.14

;

1.4.15;

;

;

;

1.4.16 ;

;

;

;

;

1.4.17 ;

1.4.18

1.4.19 ;

;

;

;

1.4.20 ;

;

;

;

;

1.4.21;

;

1.4.22 .

1.4.23

Так как полученный результат меньше 1%, то расчет считается законченным.

Результаты расчетов приведены в таблице1.

Таблица 1

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Наименование расчетного параметра	Первое приближение	Второе приближение
Конечное давление Рк, МПа	5,277	5,173
Среднее давление Рср, МПа	6,337	6,291
Приведенная температура Тпр	1,525	1,554
Приведенное давление Рпр	1,338	1,329
Теплоемкость газа Ср, кДж/(кг·К)	2,666	2,635
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	4,073	3,918
Параметр аt	2,1·10-3	2,1·10-3
Средняя температура Тср, К	295,93	295,95
Средний коэффициент сжимаемости Zср	0,888	0,889
Динамическая вязкость газа µ, Па·с	1,247·10-5	1,246·10-5
Число Рейнольдса Re	5,18·107	5,19·107
Коэффициент сопротивления трения лтр	9,1·10-3	9,1·10-3
Коэффициент гидравлического сопротивления л	1,008·10-2	1,008·10-2
Конечное давление Р'к	5,173	5,171
Относительная погрешность по давлению, %	1,973	0,04

1.4.24 Уточняется среднее давление по формуле (20)

1.4.25 Определяем конечную температуру газа по формуле (29)

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

2. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

На компрессорных станция газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТН-25, оборудованных центробежным нагнетателями 650-22-2.

Агрегат ГТН-25 является блочным автоматизированным агрегатом промышленного типа для бесподвальной установки на КС. Газотурбинная установка выполнена по простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом в компрессор. Выхлоп продуктов сгорания в зависимости от конкретных условий компоновки КС может осуществляться вверх или в сторону. Агрегат размещают в легкосборном индивидуальном здании (укрытии) с разделительной стенкой между помещениями ГТУ и нагнетателя.

Особенности конструкции (бесподвальность, блочность, заводская готовность блоков, укрупнение мощностей сопутствующего станционного оборудования и др.) улучшают строительные технико-экономические показатели КС (увеличение плотности застройки на 35 -- 40 %, сокращение объема строительно-монтажных работ и трудоемкости строительства на 40 -- 50 %).

Основные блоки ГПА; блок газогенератора (масса 70 т), блок силовой турбины (23 т), патрубок выхлопной (7 т), блок маслоснабжения с сопутствующим вспомогательным оборудованием, блоки нагнетателя (44,5 т), установка воздушного охлаждения масла, комплексное воздухозаборное устройство.

Турбокомпрессорная группа включает в себя: осевой компрессор, выполненный по двухкаскадной схеме и состоящий из двух компрессоров (низкого и высокого давления), турбины высокого и низкого давления для привода этих компрессоров, силовую турбину для привода нагнетателя, кольцевую камеру сгорания.

Два ротора компрессора последовательно расположены в общем корпусе. Роторы дискового типа со стяжками. Оба ротора лежат на трех подшипниках скольжения, один из которых опорно-упорный. Вход воздуха в компрессор -- осевой. Внутри обтекателя переднего подшипника расположено валоповоротное устройство. В корпусе среднего подшипника между компрессором низкого давления (КНД) и компрессором высокого давления (КВД) смонтировано расцепное устройство и передачи к пусковому турбодетандеру и валоповоротному устройству. На проставке между каскадами осевого компрессора установлены 10 сбросных клапанов. Противообледенительная система служит для обогрева горячим воздухом после компрессора лопаток входного направляющего аппарата, ребер и конфузора входного патрубка.

Корпус опорно-упорного подшипника ротора высокого давления расположен внутри корпуса камеры сгорания, поэтому он снабжен развитой системой воздушного охлаждения с использованием воздуха за 3-й ступенью КНД.

Все турбины -- одноступенчатые. Охлаждаемые сопловые лопатки ТВД выполнены литыми, полыми, объединенными пайкой в сегменты. Сопловые лопатки ТНД также полые, но без охлаждения. Силовая турбина снабжена развитым диффузором.

Камера сгорания -- встроенная, прямоточная, кольцевого типа. Горелочное устройство состоит из стабилизаторов -- горелок, выполненных в виде четырех концентричных колец. Наружная и внутренняя жаровая трубы выполнены составными из отдельных элементов по окружности.

Масляная система -- общая для ГТУ и нагнетателя с использованием масла типа ТП-22. Система охлаждения масла -- прямая воздушная. Стальные маслопроводы высокого давления (напорные) в наиболее пожароопасных местах выполнены внутри сливных маслопроводов ("труба в трубе").

На входе компрессора предусмотрено устройство для периодической очистки (промывки) компрессора при работе агрегата под нагрузкой. Система регулирования агрегата -- электропневматическая.

Нагнетатель типа 650 представляет собой полнонапорную двухступенчатую центробежную машину, предназначенную для параллельной схемы работы на КС. Вместе со вспомогательным оборудованием и первичными датчиками САУ нагнетатель смонтирован на раме и представляет собой транспортно-монтажный блок. Стальной литой корпус нагнетателя имеет один вертикальный монтажный и технологический разъемы. На крышке, соединяемой с корпусом шпильками, укреплен корпус одного из подшипников с уплотнением.

Вся ходовая часть машины, включая ротор, неподвижные элементы проточной части, уплотнения и подшипники, образует единый узел-пакет, который может быть легко заменен в условиях эксплуатации.

Двухступенчатый ротор размещают в двух подшипниках, один из которых опорно-упорный. Рабочие колеса -- сварные, закрытого типа. Уплотнение -- масляное, торцевого контактного типа.

Элементы вспомогательных систем и устройств нагнетателя в значительной степени унифицированы с другими конструкциями ПО "Невский завод" (например типов 520 и 235).

Автономность агрегата от внешнего электроснабжения обеспечивают приводом уплотнительного насоса от вала нагнетателя, приводом главного маслонасоса от расширительной турбины, питающейся воздухом от осевого компрессора, наличием преобразователя постоянного тока в переменный, возможностью прососа циклового воздуха через маслоохладители.

Ремонтопригодность агрегата можно обеспечить при:

· модульности конструкции газогенератора, что позволяет производить замену его элементов для последующего заводского ремонта;

· возможности осмотра горячих узлов без разборки с помощью оптических приборов;

· установке системы параметрической и вибрационной диагностики ГТУ;

· выполнении ходовой части нагнетателя в виде единого заменяемого пакета-гильзы;

· оснащении агрегата комплектом специального инструмента для разборки-сборки;

· наличии достаточной площади и грузоподъемных средств в индивидуальном здании для того, чтобы можно было при необходимости провести полную разборку всех узлов в пределах этого здания.

В газотурбинных установках многоступенчатый компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В камеру сгорания газотурбинных установок подается и определенное количество топлива. При столкновении на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются. Топливо-воздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Затем в газотурбинных установках энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струёй газа лопаток турбины.

Некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на электрический генератор. Отработавшие газы выбрасываются в атмосферу.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р_вс и температуру Т_вс газа на входе в центробежный нагнетатель

2.1 Вычисляем по формулам (19) 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 по формуле (18)

;

;

2.3 Определяем по формулам (39), (40) и (41) плотность газа, требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя с_вс, требуемое количество нагнетателей m_н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС

;

, значение m_Н=2;

где Q_кс=Q-производительность КС, Q_н- номинальная производительность ЦН, при стандартных условиях, Q_н=47 млн.м³/сут.,[1, с. 56].

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

n_н=3700, Z_пр=0,9, R_пр=451, T_пр=288

Таблица 2

Результаты расчета Q_пр и [n/n_н]_пр

Частота вращения n, мин-1	n/nн	nн /n
2800	0,757	1,321	739,586	0,710
3100	0,838	1,194	668,013	0,786
3400	0,919	1,088	609,071	0,862
3700	1	1	559,687	0,938
4000	1,081	0,925	517,710	1,014

n/n_н=2800/3700=0,757; n_н /n=3700/2800=1,321;

;

Полученные точки Q_пр - [n/n_н]_пр нанося на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.1)

2.5 Вычисляем требуемую степень повышения давления

По характеристике нагнетателя (рис.1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из е =1,48 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Q_пр=548 м³/мин. Аналогично определяем з_пол=0,85 и [N_i/свс]_пр =612 кВт/(кг/м³)

2.6 Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле (44)

.

2.7 Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН по формуле (43)

2.8 С учетом что механические потери мощности составляют 1% oт номинальной мощности ГТУ, определяем по формуле (45) мощность на муфте привода

где N_мех- механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке ( 1% от номинальной мощности привода) [1, c. 35].

2.9 По формуле (46) вычисляем располагаемую мощность ГТУ

где N_e^H - номинальная мощность ГТУ, кВт [1, c.35];

k_n - коэффициент тех. состояния по мощности, k_n=0,95 [1, c.35];

k_обл - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_обл=1);

k_y- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии k_y=1);

k_t -коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ k_t=3,2[1, c.35],

Т_возд,, Твозд^н -- соответственно фактическая и номинальная температура воздуха Уренгойского месторождения [9], К;

Р_а - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха.

2.10 Проверяем условие . Условие 25006,72 < 25092,76 выполняется.

2.11 Рассчитываем по формуле (47) температуру газа на выходе ЦН

где k -показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

На этом расчет можно считать завершенным.

3. Разработка технологической схемы КС

Компрессорная станция в зависимости от числа ниток магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами ГПА. Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «станционное кольцо» при пуске и остановке, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны. В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

· схему с параллельной, коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей;

· схему с последовательной обвязкой, характерную для неполпонапорных нагнетателей.

Функционирование КС со схемой с параллельной обвязкой, изображенной на рисунке в приложении 1 осуществляется следующим образом. Газ от узла подключения станции к газопроводу поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа, где очищается от механических примесей в пылеуловителях. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования, а другая, меньшая, - отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГ предназначена для подготовки: пускового (ГП) и топливного (ГТ) газа ГТУ, импульсного газа (ГИ), используемого для перестановки кранов КС, а также для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям. После сжатия в компрессорном цехе газ подаётся на установку охлаждения, состоящую из параллельно соединённых аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль.

Согласно нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы - общестанционные краны и краны обвязки нагнетателей. К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р). Краны №19 и №21 узла подключения КС к магистрали являются охранными (входной охранный и выходной охранный соответственно), нормальное положение их открытое. Данные краны предназначены для отключения от магистрали участка газопровода, непосредственно примыкающего к КС, в случае аварии на станции. В частности, при аварии на узле подключения КС. Кран №20 называется секущим, нормальное положение его при работающей станции - закрытое. При отключении всей КС кран №20 открывается (№7 и №8 закрываются), и газ движется по магистрали, минуя станцию. Краны №17 и №18 свечные. Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках станции и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Краны №7 и №8, служащие для отключения КС от магистрали, имеют обводные линии с дросселями. Обводные линии выполняются диаметром, меньшим диаметра основного трубопровода с кранами №7 и №8, и служат для выравнивания давления по обе стороны основных кранов перед их открытием. Это облегчает открытие данных кранов и предотвращает гидравлический удар, который имел бы место при резком открытии запорной арматуры №7 и №8 с большим проходным сечением. Для сглаживания скачка давления и предотвращения гидроудара при открытии кранов на обводных линиях последние оснащаются дросселями, создающими потоку газа дополнительное гидросопротивление.

Следующие по ходу рассмотрения общестанционные краны №36 и №36р установлены на перемычке между входным и выходным газопроводами КС. Перемычка составляет элемент большого или пускового контура КС, который ещё называется «станционным кольцом»; с помощью перемычки можно часть газа перемещать с выхода станции на её вход.

Большой контур КС, включающий в себя краны №36 и №36р, предназначен для трёх целей:

· для осуществления плавной загрузки и разгрузки ГПА при их пусках и остановках;

· для регулирования режима работы КС методом перепуска;

· для предотвращения у центробежных нагнетателей помпажа и вывода нагнетателей из режима помпажа.

Для облегчения пусков и снижения износа агрегаты пускают в работу постепенно с минимальной загрузкой их по мощности. Минимум загрузки обеспечивается при малых производительностях нагнетателя, которые в условиях КС достигаются работой агрегатов на «станционное кольцо» через приоткрытый кран №36р. Кран №36р - регулирующий. Он в отличие от прочих кранов КС, имеющих всего два положения («открыт» или «закрыт»), может занимать промежуточные позиции и таким образом осуществить пропуск газа через «станционное кольцо» с дросселированием потока в данном кольце. После пуска ГПА, по мере набора его ротором частоты вращения и мощности, кран №36р постепенно все более открывается и загрузка агрегата по мощности также постепенно возрастает. При наборе ГПА необходимых оборотов и принятии агрегатов полной загрузки по мощности ГПА переводится с «кольца» на работу в магистраль через кран №8. Кран №36р используется также при остановках ГПА для предотвращения образования в конструктивных элементах агрегатов чрезмерных напряжений от резкой их разгрузки. Постепенность снятия нагрузки с ГПА осуществляется переводом агрегатов, перед их отключением, из режима работы «на магистраль» в режим работы «на кольцо» в порядке, обратном последовательности действий, производимых при пуске ГПА. Кран №36р имеет дистанционное управление с главного щита компрессорной станции.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов увеличение расхода через нагнетатель осуществляется открытием крана №36 и переводом нагнетателя из режима работы «на магистраль» в режим работы «магистраль плюс станционное кольцо».

К кранам обвязки нагнетателей относится арматура №1, №2, №3, №4, №5 и №3 бис. Краны №1 и №2 - отсекающие, предназначены для отключения нагнетателя от технологических трубопроводов КС. Кран №3 - проходной, обеспечивает обвод газа через неработающий нагнетатель. Остальные краны используются в основном при пусках и остановках агрегата.

Пуску ГПА предшествуют предпусковые операции. Они проводятся отдельно для привода и нагнетателя. Для нагнетателя они заключаются в продувке обвязки нагнетателя и в пуске машины в режиме холостого хода. Продувка обвязки требуется для удаления из трубопроводов и нагнетателя воздуха и предотвращения тем самым попадания в газопровод взрывоопасной газовоздушной смеси. Удаление воздуха осуществляется с помощью кранов №4 и №5. Кран №5 - свечной. При неработающем агрегате он всегда открыт, открыт и кран №3, краны №1 и №2 закрыты - обвязка нагнетателя сообщается с атмосферой. Для вытеснения из неё воздуха открывается кран №4, расположенный на обводной линии крана №1, - газ из коммуникаций КС поступает в нагнетатель и примыкающие к нему трубы, затем через открытый кран №5 сбрасывается в атмосферу совместно с вытесняемым им воздухом. Продувка длится порядка 30 секунд. Затем краны №4 и №5 закрываются, производится пуск привода ГПА.

Для облегчения пуска привода и ГПА в целом нагнетателю на момент пуска обеспечивается режим холостого хода с малым потреблением мощности. Данный режим осуществляется после закрытия кранов №4 и №5. В это время обвязка нагнетателя и сама компрессорная машина заполнены газом, но отсечены от коммуникаций станции кранами №1 и №2. Единственно открытым краном остается кран №3 бис, составляющий совместно с охватывающими нагнетатель трубопроводами малый пусковой контур или «малое кольцо». Кран №3 бис постоянно дублирует положение крана №3. Пуск привода ГПА при отмеченном положении кранов сопровождается работой нагнетателя на «малое кольцо» с перепуском газа на вход компрессорной машины через кран №3 бис. В таком «холостом» режиме работы нагнетателя потребление мощности ГПА минимально. После пуска ГПА в работу и «раскручивания» валов агрегата краны №3 бис и №3 закрываются, а краны № 1 и №2 открываются - нагнетатель подключается к коммуникациям КС и переводится с малого контура на больший станционный, затем - на работу в магистраль. Таким образом, обеспечивается постепенная загрузка ГПА и вывод его на рабочий режим. При остановках агрегатов плавная разгрузка ГПА происходит за счёт повторения рассмотренных операций в обратном порядке - агрегат из магистрали выводится на станционное кольцо. Затем на малый контур, после этого привод агрегата отключается, краны № 1 и №2 закрываются, а краны №3, №4 и №5 открываются, происходит сброс газа из контура нагнетателя в атмосферу.

Обводная линия у крана №1 предназначена не только для продувки обвязки нагнетателя и заполнения её газом, но и для выполнения функций, подобных функциям обводных линий у кранов №7 и №8. Сглаживание гидроудара при открытии крана №4 достигается установкой за этим краном дроссельной шайбы. Краны обвязки нагнетателей имеют автоматическое управление. Кроме того, они могут приводиться в действие и от команд, подаваемых с местного щита или узла управления, установленного в непосредственной близости от крана. Из технологической схемы КС и компрессорного цеха следует, что отдельный агрегат нельзя самостоятельно вывести на большой пусковой контур. Возможен только вывод ГПА совместно со всей содержащей его группой машин. Поэтому перед пуском агрегата вся группа переводится в режим работы «на станционное кольцо». Лишь после этого производится пуск рассматриваемой машины на малый контур и последующее подключение её к группе на большом контуре. После этого вся группа вместе с пущенным агрегатом выводится на режим работы «в магистраль». В обвязке нагнетателей обязательно предусматриваются люки-лазы. Люки устанавливаются на всасывающем и нагнетательном трубопроводов каждой компрессорной машины, на участке между нагнетателем и врезкой трубы малого контура с краном №3 бис в основные трубопроводы нагнетателя. Люки предназначены для помещения в трубопроводы шаров-разделителей с целью достижения герметичного отсечения ГПА от коммуникаций КС при ремонтах агрегатов. Люки-лазы представляют собой трубы диаметром 0,5м и длиной 0,5-0,6 м приваренные перпендикулярно к нагнетательному и всасывающему трубопроводам агрегатов. На трубопроводе входа газа в компрессорную машину после люка-лаза ставится защитная решетка для улавливания случайно попавших в трубопровод предметов. Решетка используется главным образом в первый период эксплуатации КС по завершении её строительства. Кроме отмеченного, между кранами №1 и №2 и нагнетателем располагаются вентили с условным диаметром 25 мм (Д_у 25), которые служат для слива конденсата из нагнетателя и его обвязки перед вскрытием компрессорной машины при её ремонтах.

Все полнонапорные нагнетатели подключаются к трём коллекторам компрессорного цеха: всасывающему, нагнетательному и коллектору, соединяющему компрессорные машины с пусковым контуром КС. Малый пусковой контур полнонапорного агрегата образуется: трубопроводом с краном №6; коллектором, объединяющим трубопроводы с кранами №6 различных нагнетателей; линией, соединяющей упомянутый коллектор со станционной перемычкой с кранами №36 и №36р и самой этой перемычкой. Таким образом, малый пусковой контур нагнетателя и большой пусковой контур станции практически совпадают. Существует один большой перепускной контур, на который имеется два выхода: один через краны №6 - при пусках и остановках отдельных ГПА и выведении их из помпажа, второй через краны №36 и №36р при пусках и остановках всей КС. При работе нагнетателей с перепуском через краны №6 поток газа не проходит АВО и заметно нагревается. Чрезмерное повышение температуры газа предотвращается приоткрытием крана №36р и подачей части охлаждённого в АВО газа с выхода КС в поток, перепускаемый нагнетателем.

4. Узел очистки газа на КС

В транспортируемом по магистральным газопроводам природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, к снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусматривают установки очистки газа от твердых и жидких примесей.

Количество твердых и жидких примесей после установки очистки не должно превышать допустимое по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень -- в пылеуловителях. В соответствии с ОНТП-51-1-85 вторую ступень очистки газа -- в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через три - пять КС с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

Аппараты и трубопроводы установки очистки газа должны иметь обогрев для предотвращения замерзания жидкости.

Количество аппаратов очистки газа следует определять по характеристикам заводов-изготовителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов -- не выходила за пределы минимальной производительности.

Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами предусматривают кольцевание трубопроводов на входе и выходе каждой ступени очистки. На каждой ступени очистки следует предусматривать замеры потерь давления.

Для отключения аппаратов установки очистки газа от общего коллектора предусматривают краны с ручным приводом, как правило, с червячным редуктором.

Система сбора жидкостей и механических примесей установки очистки может быть выполнена отдельной или объединенной с системой сбора на установке приема и запуска очистных устройств.

Автоматизацию установки очистки предусматривают в объеме, обеспечивающем его эксплуатацию без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Суммарная остаточная запыленность газа на выходе из установки не должна быть более 1 мг/м³, из них с частицами более 20 мкм -- не более 0,15 мг/м³; наличие капельной влаги в газовом потоке на выходе из установки не допускается.

Циклонный пылеуловитель представляет собой аппарат вертикальной цилиндрической формы со встроенными циклонами и состоит из трех технологических секций: распределения поступившего газа, очистки газа и сбора жидкости и механических примесей. Неочищенный газ поступает через боковой входной патрубок, к которому приварены пять циклонов, расположенных звездообразно по кругу. За счет центробежной силы происходит отбрасывание и осаждение влаги и механических примесей, которые удаляются из аппарата автоматически через дренажный штуцер. Закручивание потока осуществляется в циклонах по типу “улитка”. Эффективность очистки газа циклонами колеблется в пределах 85-98%.

Существенное влияние на качество очистки природных газов оказывает их влагосодержание. Поэтому эффективность работы циклонных пылеуловителей в условиях повышенного содержания влаги и конденсата ухудшается из-за осаждения липкой массы (пыль и конденсат) в проходных сечениях аппаратов.

Разновидность циклонных пылеуловителей -- мультициклонные пылеуловители, в которых за счет уменьшения диаметра циклона повышается качество очистки газа. Закручивание потока газа в них происходит с помощью специальных направляющих лопаток, закрепленных под углом 25 -- 30°.

4.1 Технологический расчет циклонного пылеуловителя

1.1.1 Плотность газа при рабочих условиях

,

где Р_н, Р_вх -- соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление, МПа, Р_н = 0,1013Мпа, Р_вх = Р_к = 5,171МПа;

Т_н, Т_вх -- соответственно нормальная температура и рабочая, К, Т_н = 273К, Т_вх = Т_к= 289,55К;

z -- коэффициент сжимаемости, z = 0,898;

с_н -- плотность газа в нормальных условиях, кг/м³

=

4.1.2 Перепад давления в сепараторе согласно рекомендациям принимают равным 0,28 * 10⁵ Па.

4.1.3 Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента

Где л -- коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 45.

4.1.4 Объем газа, проходящего через один циклонный элемент

где d -- диаметр корпуса циклонного элмента, равный 0,052 м.

4.1.5 Общий расход газа через один пылеуловитель

где п -- число циклонных элементов, п = 187.

4.1.6 Секундный расход газа

где q -- суточная производительность газопровода, м³/сут;

Р_ст -- давление при стандартных условиях, равное 0,1013 МПа;

Т_ст -- температура при стандартных условиях, равная 293 К.

4.1.7 Расчетное число циклонных пылеуловителей

Округляя, получим n₀ = 3. С учетом резерва устанавливаем число пылеуловителей n_уст = 4.

Вывод

В ходе выполненной работы по технологическому расчету газопровода мы получили следующие результаты:

1. Рабочее давление в газопроводе p=7,35 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы D_н=1420 мм, толщину стенки трубы д=15,7 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ.

2. Расчетное число КС п=22, расстояние между КС l=124,32 км. Суточная производительность газопровода Q_сут=90,26 млн.м³/сут.

3. На компрессорных станциях газопровода устанавливаем газотурбинные агрегаты ГТН-25, оборудованных центробежным нагнетателями 650-22-2.

4. При разработке спец. раздела произвели технологический расчет циклонного пылеуловителя. По результатам которого определили требуемое число пылеуловителей, n₀ = 4.

Список используемой литературы

1. Ульшина К.Ф. Технологический расчет магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции: Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Эксплуатация и ремонт насосных и компрессорных станций» для студентов специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной и заочной форм обучения. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. 68 с.

2. Мустафин Ф.М. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов/Ф.М. Мустафин, Н.И. Коновалов, Р.Ф. Гильметдинов, О.П. Квятковский, И.Ш. Гамбург. 2-е изд., перераб. и доп. Уфа: Монография, 2002. 384 с.

3. Мустафин Ф.М. и др. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб. пособие для вузов/ Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров, Г.Т. Васильев, А.Д. Прохоров, О.П. Квятковский, И.Ш. Гамбург. М.: Недра, 2004. 662 с.

4. Быков Л.И. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие/Л.И.Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев. Санкт-Петербург: Недра, 2006. 824 с.

5. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. М.: ГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2001. 400 с.

6. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия / Госстрой России. М: ГУП ЦПП, 2003. 44 с.

7. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2001. 60 с.

8. СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2001. 12 с.

9. СНиП 2.01.01-82*. Строительная климатология и геофизика // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1984. 184 с.

Размещено на Allbest.ru

...