Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ КЦ-6 КС ОРДИНСКАЯ БАРДЫМСКОГО ЛПУ МГ

Содержание

Введение

1. Общая характеристика предприятия

2. Компрессорный цех №6

3. Технологическая схема КЦ-6

4. Система очистки технологического

5. Система охлаждения технологического газа

6. Блок топливного и пускового газа БТПГ 6/75

7. Разработка математических моделей элементов газоперекачивающего агрегата ГПА-25

7.1 Математическая модель ЦН 650-22-2

7.2 Характеристика газотурбинного двигателя ГТК-25

8. Расчет режима работы КС

Литература

газоперекачивающий агрегат газ станция

Введение

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и температура газа на входе и выходе станции.

По технологическому принципу КС делятся на головные, размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.

На ГКС газ не только компримируется, но и подготавливается для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производится сепарация, осушка, очистка, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.

По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов КС разделяют на:

- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами);

- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения. К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.

Вспомогательное оборудование:

К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.

1. Общая характеристика предприятия

Бардымское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУ мг) входит в состав предприятия "Пермтрансгаз" в качестве структурного подразделения.

Предметом деятельности Бардымского ЛПУ мг является транспортировка газа.

В состав ЛПУ мг входят действующие на началах внутреннего хозяйственного расчета следующие производственные службы:

- Газокомпрессорная служба (ГКС);

- Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС);

- Служба контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А);

- Атотранспортная служба (АТС);

-Служба тепловодоснабжения;

- Cлужба связи;

- Ремонтно-строительные участки;

и др.

Бардымское ЛПУ мг обслуживает 139-и километровый участок трубопроводов от границы участка Алмазного ЛПУ мг до границы участка Чайковского ЛПУ мг. Компримирование газа происходит по шести магистралям:

Уренгой - Ужгород

Уренгой - Центр 1

Уренгой - Центр 2

Ямбург - Елец 1

Ямбург - Елец 2

Ямбург - Западная граница ("ПРОГРЕСС")

Характеристика перекачиваемого газа:

Номинальный состав газа поступаемого в нагнетатель в % по объему:

Метан СН₄ 98,63

Этан С₂Н₆ 0,12

Пропан С₃Н₈ 0,02

Бутан С₄Н₁₀ 0,1

Азон N₂ 0,12

Углекислый газ СО₂ 1,01

Газ не токсичен, горюч, взрывоопасен при содержании газа в воздухе от 5 до 17 % по объему, по коррозионному воздействию на металлы - нейтрален.

2. Компрессорный цех №6

Соединенные в определенной последовательности и по определенным правилам газоперекачивающие агрегаты (ГПА), трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и технологические краны различных диаметров образуют технологическую схему компрессорного цеха (КЦ).

КЦ №6 обслуживает магистральный газопровод Ямбург - Западная граница ("ПРОГРЕСС").

Технические показатели газопровода:

- диаметр газопровода на данном участке Д_у, мм 1400

- рабочее давление Р, МПа 7,5

- проектная пропускная способность Q, млрд.м³/год 42

КЦ-6 был введен в эксплуатацию в 1988 году; входит в состав Бардымского ЛПУ мг и обслуживает газопровод "ПРОГРЕСС" на участке с 1705 по 1844 км. (длина участка 139 км.)

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей;

- cжатие газа;

- охлаждение газа;

- измерение и контроль технологических параметров;

- управление режимом газопровода;

- изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата (ГПА).

В КЦ с тремя ГПА-25 газ подается с узла подключения магистрального газопровода по подводящему трубопроводу диаметром 1400мм в коллектор, диаметром 1000мм, установки очистки. В пылеуловителях установки газ очищается от пыли и конденсата и поступает во внутриплощадочные коллекторы. Пыль и конденсат из пылеуловителей собирают в дренажную емкость. Из двух коллекторов КЦ газ поступает в нагнетатели ГПА, где производится его компримирование до расчетного давления. Далее газ по трубопроводам поступает на установку охлаждения газа через коллектор, и, пройдя через воздушные холодильники, возвращается в магистральный газопровод.

КЦ оснащен двухступенчатым центробежным нагнетателем 650-22-2 с приводом от газотурбинной установки ГТК-25.

ГТУ - машина преобразующая тепловую энергию в механическую, состоящая из компрессора, теплового устройства для нагрева рабочего тела, турбины, системы регулирования и вспомогательного оборудования. Полезная мощность совершается за счет внутренней энергии газового потока, поступающего с большой скоростью на лопатки ротора турбины.

3. Технологическая схема КЦ-6

Газ из магистрального газопровода Ду=1400мм через кран 19 поступает на узел подключения компрессорного цеха и через кран 7 попадает на всасывающий коллектор Ду=700мм блока очистки газа от механических примесей, который состоит из шести циклонных пылеуловителей (ПУ). ПУ обвязаны системой трубопроводов Ду=200мм. После очистки от механических примесей и жидкости, газ поступает в нагнетательный коллектор ПУ Ду=1000мм, где поток газа разделяется на две части. Часть газа идет на установку подготовки топливного и пускового газа (УПТПГ), где производится подготовка топливного, пускового и импульсного газа. Другая часть газа поступает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов (ГПА) Ду=1000мм (технологический газ).

Из всасывающего коллектора технологический газ через кран 1 попадает во всасывающую линию ГПА, где производится компримирование газа до расчетного давления. После компримирования газ, через кран 2 поступает в нагнетательный коллектор ГПА Ду=1000мм, откуда газ поступает на всасывающий коллектор аппаратов воздушного охлаждения (АВО).

Из всасывающего коллектора АВО, газ подается на секции АВО, где подвергается охлаждению до заданной температуры. Далее газ через нагнетательный коллектор АВО и краны 8^I и 8, выводится на коллектор узла подключения, откуда через кран 21 выходит в магистральный газопровод Ду=1400мм.

При запуске ГПА производится продувка малого контура обвязки ГПА с помощью свечи 5. После того как из контура будет стравлен газ, начинается заполнение малого контура через краны 1, 2, 107-06 и 107-10. Также в обвязке малого контура ГПА имеется узел шестых кранов, выполняющий следующие функции:

обеспечивает загрузку группы ГПА в трассу, после их запуска;

осуществляет антипомпажное регулирование, для защиты ЦБН от помпажа при различных технологических режимах работы цеха.

При заполнении малого контура происходит вывод ГПА на начальный режим работы. При достижении ГПА заданных параметров газ выводится на большой контур, проходя при этом через краны 1 и 2, блок АВО, кран 36, блок пылеуловителей, всасывающий коллектор ГПА. После достижения давления газа в большом контуре равного давлению в магистрали, открывают краны 7, 8I и 8, перекрывается кран 20. Станция начинает работать на магистраль, с последующим увеличением давления до заданного.

Возможно также прохождение газа мимо КЦ без компримирования. При этом открыты краны 19, 20, 21.

Для диагностики и очистки магистрального газопровода в КЦ на узле подключения установлены камеры приема и запуска диагностических, очистных поршней (КПП и КЗП). КПП и КЗП оборудованы системой байпасов Ду=1000мм, которая служит для запуска или приема поршней.

4. Система очистки технологического газа

Назначение пылеуловителей:

Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, обычно содержит различные примеси: песок, сварочный грат, окалину, грязь, конденсат, метанол, турбинное масло и т. д. Эти примеси попадают в газопровод, как с промыслов, так и после строительства технологических объектов на газопроводе. Согласно технических требований на природные газы, количество жидкой взвеси в транспортируемом газе не должно превышать 25-50 мг/м³ газа, а количество твердой взвеси не должно превышать 0,05 мг/м³ газа.

Для очистки газа от примесей на магистральных газопроводах применяются пылеуловители двух типов: сухие и жидкостные. Первые из них - циклонные, работающие на основе сил инерции, вторые - масляные, работающие по принципу контактирования газа с частицами масла.

Циклонный пылеуловитель

Циклонные пылеуловители (ПУ) работают по принципу использования сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке. Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются к стенкам силами циклового устройства и затем оседают в пылегазосборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Параллельно включенные в работу циклонные пылеуловители устанавливаются на КС перед газоперекачивающим агрегатом.

Техническая характеристика

- давление рабочее, кг/см² 75

- давление расчетное, кг/см² 76

- давление пробное при гидравлическом испытании, кг/см² 94

- температура рабочей среды, ⁰С 0-100

- расчетная температура стенки, ⁰С 100

- номинальная температура наиболее холодной пятидневки, ⁰С 30

Среда - природный газ, механические примеси или жидкость. Характеристика среды: взрывоопасная, не коррозийная.

- дополнительное содержание механических примесей в газе, мг/м³ 8-100

- плотность газа 0,65

- максимально допустимый перепад давления в

циклонных элементах, кг/см² 0,6

- производительность по газу, млн.м³/сут. 19

- срок службы ПУ, лет 15

Конструкция и принцип работы циклонных пылеуловителей

Циклонный пылеуловитель представляет аппарат цилиндрической формы диаметром 2000 мм., высотой 9080мм., оборудованный для технических переключений запорной арматурой и имеющей для контроля за работой средства КИП и А.

Аппарат содержит три секции:

секция ввода газа;

секция очистки газа;

осадная секция (секция сбора уловленной пыли и жидкости).

Секция ввода газа состоит из входной трубы диаметром 600мм, распределяющей газовый поток по пяти циклам.

Секция очистки состоит из пяти циклонов типа ЦН - 16 диаметром 600мм.

Циклоны с помощью сварки крепятся к донышку, которое разделяет аппарат на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент состоит из корпуса - трубы диаметром 600мм, винтового завихрителя, трубы - выхода диаметром 500мм очищенного газа и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обработки в циклонах.

Для предотвращения замерзания накапливаемой жидкости в зимнее время, секция обогревается при помощи подогревателя змеевикового типа. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер ДУ-50мм.

Работу ПУ контролируют с помощью манометра и указателя уровня жидкости.

Для осмотра внутренней части на ПУ предусмотрен люк - лаз, расположенный на донышке.

ПУ работает следующим образом:

Неочищенный газ через входную трубу поступает в секцию ввода, а затем по винтовому завихрителю в циклонное устройство, где из вращающегося потока, вследствие действия центробежных сил, от газа отделяются капельки жидкости и твердые частицы. Отделенные от газа примеси, по конусам циклонов попадают в нижнюю часть ПУ - осадную секцию. Из нижней части осадной секции жидкость с помощью системы САУЖ через штуцер удаляется в емкость ручной или автоматической продувки через дренажный коллектор в отстойную емкость.

Обвязка ПУ трубопроводами, арматурой и необходимыми приборами КИП и А должна быть выполнена в соответствии с технологической схемой и схемой КИП и А.

Аппарат, все дренажные трубопроводы, питание, командные и импульсные линии КИП и А вместе с теплоспутниками должны быть теплоизолированы.

Продувка, пуск и остановка ПУ

До пуска в работу пылеуловители должны быть зарегистрированы в органах газгортехнадзора в порядке, указанном в настоящей инструкции.

Пуск ПУ в работу осуществляется одновременно с пуском компрессорной станции и начинается с продувки.

Исходное положение всей запорной арматуры перед продувкой “закрыто”.

Порядок продувки:

открыть вентиль свечи;

приоткрыть байпасную задвижку и установить избыточное давление продувки не выше 1 кг/см². В течение 5 - 10 минут вытеснить из аппарата газовоздушную смесь;

закрыть вентиль свечи.

Порядок пуска:

с помощью задвижки последовательно поднять давление в аппарате до 3атм. - через 15 минут, до 30атм. - через 10минут, до рабочего давления через 10 минут.

открыть кран;

закрыть задвижку;

медленно открыть задвижку;

проверить перепад давления на аппарате и установить аппарат в работе.

Порядок остановки:

удалить жидкость в емкость сбора конденсата с помощью системы САУЖ;

произвести продувку для удаления шлама из осадительной секции аппарата в сливной колодец;

закрыть входные краны;

открыть вентиль свечи.

Эксплуатация ПУ

Эксплуатация аппарата с параметрами, превышающими его технические характеристики, не допускается. Производительность ПУ при различных давлениях и перепадах на нем контролируется при помощи графика, а коэффициент изменения производительности аппарата в зависимости от плотности и температуры газа вычисляется с помощью графика.

Для предотвращения преждевременных повреждений деталей и узлов, установленных внутри аппарата, для исключения забивания крупными механическими примесями магистральный газопровод должен периодически очищаться с помощью поршней.

Обеспечить работу системы САУЖ в автоматическом режиме или периодически, не реже четырех раз в сутки, вручную производить слив жидкости в конденсатную емкость. Очистку от шлама нижней части осадительной секции аппарата производить с той же периодичностью. Рекомендуется во избежание быстрого износа сливной задвижки на дренажном коллекторе ПУ, установить и автоматизировать кран с пневмоприводом.

Работа аппаратов в условиях образования льда или кристаллогидратов не допускается. В случае образования в аппарате ледяных пробок разогрев их разрешается производить паром или горячей водой. Разогрев, открытым огнём запрещается!

Аппарат должен останавливаться:

при повышении рабочего давления выше паспортного;

при повышении перепада давления выше 0,6 кг/см²;

при обнаружении на элементах аппарата трещин, выпучин, пропусков и потения сварных швов и при разрыве уплотнительных прокладок.

При остановке аппарата в результате повышения допустимого перепада давления, его необходимо вскрыть, тщательно очистить циклоны от механических примесей. Очистке и промывке также подлежит и нижняя часть аппарата.

5. Система охлаждения технологического газа

Блок охлаждения газа предназначен для охлаждения газа, нагреваемого в процессе компримирования в нагнетателях (средний нагрев газа в группе ЦБН составляет 35-40⁰С). Вследствие этого ухудшается режим работы КС, увеличивается расход мощности и расход газа на собственные нужды. Для улучшения режима работы КС, а также для предотвращения плавания изоляции трубопровода, протаивания грунта и как следствие потери устойчивости трубопровода, а также для предотвращения значиельных термических напряжений, необходимо охлаждение газа для поддержания его температуры в рабочих пределах.

На линейных КС охлаждение газа осуществляется после его компримирования в нагнетателях перед поступлением в линейную часть. Это связано с тем, что более эффективно охлаждение осуществляется высоких температурах газа, в этом случае резко уменьшается требуемая поверхность охлаждения, а следовательно и эксплуатационные и капитальные затраты на системы охлаждения.

Наибольшее распространение в настоящее время на КС получили аппараты воздушного охлаждения газа (АВО), которые не требуют предварительной подготовки теплоносителей, имеют простые схемы и надежны в эксплуатации.

На КЦ-6 используются АВО типа “Хадсон”.

Техническая характеристика:

1. Номинальное рабочее давление, атм. 76

2. Расчетное давление, атм. 81

3. Пробное давление при гидроиспытании, атм. 121

4. Число ходов по газу 1

5. Номинальный расход газа, тыс.кг/ч 196

6. Потребление электроэнергии, кВт 32

7. Количество секций 8

8. Площадь поверхности теплообмена, м² 11872

Основные конструктивные размеры:

- длина трубного пучка, мм 10000

- размер аппарата в плане, мм 10250х6050

- высота трубного пучка, мм 580

- наружный диаметр трубки, мм 25,4

- толщина стенок трубок, мм 2,1 +10%

- количество трубок 276

Среда - природный газ.

Характеристика среды: взрывоопасная, токсичная, слабокоррозионная.

Конструкция и принцип работы

Охладитель природного газа фирмы «Хадсон» представляет собой аппарат воздушного охлаждения с горизонтальным расположением трубных пучков. Для увеличения поверхности теплообмена трубки трубных пучков выполняются оребренными.

Конструкция двухсекционного аппарата выполнена следующим образом:

Трубные пучки укреплены на общей раме симметрично относительно валов вентиляторов. Сверху к раме жёстко крепятся конфузоры (по два на каждый аппарат). Снизу к раме крепится механизм привода вентиляторов. Привод и отвод охлаждаемого газа производится через распределительные коллекторы. Пройдя по оребрённым трубам, газ отдаёт тепло атмосферному воздуху, который подаётся снизу вверх вентиляторами. Охлаждение происходит за счёт разности температур компримированного газа и атмосферного воздуха. Привод вентиляторов осуществляется от электродвигателей.

Подготовка и пуск охладителей природного газа

Провести гидростатические испытания всей системы, включая трубопроводы. Пуск охладителей природного газа производится с КПТ. При низкой температуре окружающей среды (ниже -30єС) перед пуском газоохладителей необходимо в течение 15 минут пропустить компримируемый газ через трубные пучки.

Основные неисправности и их устранение

Свист в подшипниках - недостаток смазки. Добавить свежей смазки.

Стук или неравномерный шум в подшипниках - наличие инородных тел. Прочистить подшипник и добавить свежей смазки.

Вентилятор не дает нужных оборотов - растянулись приводные ремни. Натянуть ремни регулировочными винтами.

Также на станции применяются аппараты воздушного охлаждения природного газа марки 2АВГ-75.

6. Блок топливного и пускового газа БТПГ 6/75

Назначение

Блок топливного и пускового газа БТПГ предназначен для снижения высокого давления газа до заданного рабочего давления запуска и питания газотурбинного двигателя, а также для поддержания рабочего давления с определенной точностью при измерении расхода и давления газа на входе БТПГ.

Блок БТПГ предназначен для эксплуатации в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от -55 до +50⁰С.

Технические данные.

- давление газа на входе, МПа 3,5 - 7,5

- количество выходов 2 (топливный и пусковой газ)

- давление топливного газа на выходе, МПа 2,5

- давление пускового газа на выходе, МПа 2,5

- пропускная способность линии пускового газа в нормальных условиях по ГОСТ 2939-63, м³/ч 18000

- пропускная способность линии топливного газа в нормальных условиях по ГОСТ 2939-63, м³/ч 35000

Блок БТПГ состоит из следующих основных частей:

• подогреватель газа;

• блок редуцирования;

• два датчика замера расхода газа.

Блок БТПГ работает следующим образом:

Газ высокого давления (3,5 - 7,5 МПа) проходит через расходомерную диафрагму, соединенную трубками с блоком датчиков замера расхода газа, в котором установлен сильфонный дифманометр ДСС-734, производящий замер расхода газа, поступающего на вход БТПГ.

Температуру газа на входе замеряют термосопротивлением ТСМ-50711.После диафрагмы расходомерный газ распределяется на два потока: часть газа поступает в подогреватель, откуда подогретый газ поступает на вход линии топливного газа блока редуцирования, а часть газа поступает непосредственно на вход линии пускового газа блока редуцирования.

Узел редуцирования топливного газа состоит из двух редуцирующих ниток: верхней и нижней. Редуцирующие нитки равноценны как по составляющему их оборудованию, так и по пропускной способности.

Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в фильтрах. Фильтрующим элементом является металлическая сетка.

Между фильтрами и регуляторами давления газа установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ремонтных или профилактических работ на регуляторах.

Очищенный газ высокого давления поступает на вход регуляторов давления газа РДУ 80-01, в которых высокое давление газа Р_ВХ=3,5 - 7,5 МПа снижается до Р_ВЫХ=2,5 МПа. Регуляторы давления (РД) на каждой редуцирующей нитке настроены на одно и тоже выходное давление.

После блока редуцирования топливный газ проходит через расходомерную диафрагму, связанную трубками с блоком датчиков замера расхода газа.

Узел редуцирования пускового газа состоит из двух ниток: верхней и нижней. На входе нижней нитки установлен кран с пневмоприводом, управление которым осуществляется с помощью блока БУЭП 35 вручную по месту или дистанционно. Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в фильтре, откуда газ поступает на вход регулятора давления РДУ 80-01 32, где высокое давление газа Р_ВХ=3,5 - 7,5 МПа снижается до Р_ВЫХ=2,5 МПа. На входе верхней редуцирующей нитки установлен кран с ручным приводом и регулятор давления РДУ 80-01 31.

На обеих нитках перед РД установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ревизии и ремонтных работ.

Защита линий пускового и топливного газа от повышения давления осуществляется предохранительными клапанами.

Контроль за режимом работы основных узлов осуществляется с помощью датчиков, расположенных в блоках электроконтактных манометров, манометрических термометров и термометров сопротивления.

Устройство регулятора давления РДУ

Регулятор давления РДУ состоит из трех основных узлов:

исполнительное устройство;

усилитель;

регулятор перепада.

Поддержание выходного давления на заданном значении при изменении газопотребления или входного давления, осуществляется за счет изменения проходного сечения исполнительного устройства при перемещении затвора.

Перемещение затвора происходит за счет изменения управляющего давления, поступающего на привод исполнительного устройства от усилителя. Усилитель непрерывно сравнивает величину выходного давления с величиной, заданной при настройке, и в случае отклонения от заданного значения, изменяет управляющее давление. Для усилителя используют энергию входного давления. Регулятор перепада давления предназначен для снижения высокого входного давления и поддержания постоянного перепада между давлением питания усилителя и выходным давлением.

Величина выходного давления устанавливается регулировочным винтом усилителя.

Проверка настройки предохранительного клапана и регулятора давления на линии пускового газа производится аналогично настройке предохранительного клапана и регулятора давления на линии топливного газа.

Меры безопасности при эксплуатации БТПГ

Все работы по эксплуатации и обслуживанию БТПГ должны производиться в строгом соответствии с правилами и инструкциями, определяющими основные положения по эксплуатации газового хозяйства магистральных газопроводов.

К техническому обслуживанию блока БТПГ допускаются лица, прошедшие обучение по специальной программе и прошедшие инструктаж по технике безопасности.

Через каждый год обслуживающий персонал должен проходить повторное обучение и проверку знаний.

При ремонтных работах блока БТПГ газ из коммуникаций на участке работ необходимо стравить. Двери во время работы держать открытыми.

Адсорберы

Назначение

Осушители с твердыми адсорбентами (адсорберы) предназначены для осушки небольшого количества газа, подаваемого для управления кранами с пневмоприводом. Импульсный газ поступает в них после вымораживателя и они выполняют роль второй ступени осушки и очистки импульсного газа. Назначение установки - предотвратить (особенно в зимний период эксплуатации) образование кристаллогидратных пробок в импульсных трубопроводах, в узлах управления и пневмоприводах кранов.

Конструкция и принцип работы

Адсорбер представляет собой цилиндрический сосуд со сферическими днищами, изготовленный из листовой стали марки 16ГС.

На адсорбере имеются патрубки для входа и выхода газа, штуцер для установки манометра, люки для загрузки и выгрузки адсорбера, а также патрубок для удаления отстоя из нижней секции в дренажную систему.

Внутри адсорбера в перегородку нижним конусным концом вварена перфорированная труба, диаметром 219мм, обтянутая металлической сеткой, которая оканчивается патрубком для выхода газа.

Кроме того между перегородками установлен сетчатый чехол (патрон), диаметром 600мм и высотой 1500мм, представляющий собой шестигранный каркас, сваренный из стальных уголков и обтянутый металлической сеткой, в который и заключен адсорбент.

Перегородка в центре имеет окно. Через люк Ду=150мм и окно производится засыпка в сетчатый чехол. В нижней части адсорбера имеется люк Ду=250мм для выгрузки адсорбера. Количество адсорбента, засыпаемого в адсорбер, составляет 200 - 250кг.

Частично осушенный в вымораживателе газ поступает через входной патрубок, расположенный в верхней части адсорбера, проходит через адсорбент, находящийся в сетчатом патроне, который поглощает влагу, содержащуюся в газе. Осушенный газ через сетку и окна имеющиеся на трубе выходит из адсорбера через выходной патрубок и поступает в коллектор импульсного газа компрессорной станции. Скорость газа в среднем сечении адсорбера обычно составляет около 605м/с.

На компрессорной станции для осушки импульсного газа в качестве адсорбента широко применяется гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ, ГОСТ 3956-54, способный принизить точку росы газа на 50 - 60⁰С и в зависимости от относительной влажности газа поглотить водяных паров при температуре 20⁰С от 9 до 35% от собственного веса.

Продувка, пуск и остановка адсорберов в процессе их эксплуатации

До пуска в работу адсорберов они должны быть зарегистрированы в органах Госгортехнадзора. При регистрации получают разрешение на эксплуатацию аппаратов.

Пуск адсорберов в работу осуществляется одновременно с пуском компрессорной станции и начинается с продувки. Исходное положение всей запорной арматуры перед продувкой “Закрыто”.

Порядок продувки:

открыть кран свечи №3;

приоткрыть кран №1 и установить избыточное давление продувки не выше 1кгс/см². В течение 5-10мин. вытеснять из аппарата газовоздушную смесь;

по окончании вытеснения газовоздушной смеси краны №1 и №3 необходимо закрыть.

Порядок пуска адсорберов:

с помощью крана №1, открытием его на 5-10⁰, постепенно повышаем давление в адсорбере до рабочего. При этом гидравлические удары не допускаются;

после набора давления до рабочего открыть кран №1 полностью;

медленно открыть выходной кран №2 на обвязке и заполнить коллектор импульсного газа;

аналогично пускается в работу и второй адсорбер.

Порядок остановки адсорбера:

провести продувку для удаления шлама из осадительной секции аппарата с помощью крана №4;

закрыть входной кран адсорбера №1;

закрыть входной кран адсорбера №2;

открыть свечной кран №3 и стравить газ из аппарата;

повесить соответствующие плакаты на запорную арматуру обвязки адсорбера: “Не закрывать”.

7. Разработка математических моделей элементов газоперекачивающего агрегата ГПА-25

Газотурбинный газоперекачивающий агрегат ГПА-25 состоит из центробежного нагнетателя 650-22-2 и газотурбинного привода ГТК-25.

Таблица 1

Основные технические характеристики ГПА-25

Наименование показателя	Агрегат ГПА-25
Завод изготовитель	Невский завод им. Ленина
Год выпуска	1981
Номинальная подача, млн.м3/сут	53 (РНАГ=76 кг/)
Стационарные условия: температура наружного воздуха tвх0, оС атмосферное давление Ра0, Мпа	+ 25 0,1013
Сопротивление входного тракта, кПа Сопротивление выходного тракта, кПа	1,01 1,52
Номинальная мощность Ne0, кВт	25000
Эффективный КПД ГТУ, %	28
КПД в условиях ISO, %	29
Номинальный расход топлива Gтг, м3/ч	9680
Удельный расход топлива Gтг0/Ne0, м3/(кВт.ч)	0,372
Температура газа перед ТВД tВХ ТВД, оС	890
Температура газа за СТ tВЫХ СТ, К	385
Степень сжатия осевого компрессора к	12,5
Расход воздуха через компрессор GВХ К0, кг/с	175
Наименование показателя	Агрегат ГТК-25
Температура за компрессором tВЫХ К0, оС	372
Частота вращения турбокомпрессора: номинальная nТВД0, об/мин максимальная nТВД мах, об/мин	4340 5050
Частота вращения силового вала: номинальная nCТ0, об/мин максимальная nСТ мах, об/мин минимальная nСТ min, об/мин	3700 4200
Температурный коэффициент при расчете располагаемой мощности	3,4

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 650-22-2

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 650-22-2 представлены на рис. 1.1, 1.2, 1.3.

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

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)

_ПОЛ - политропический КПД нагнетателя, k - показатель адиабаты [ 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.1.1, 1.2, 1.3) при номинальных значениях параметров и представлены в табл. 2.

Таблица 2

Коэффициенты аппроксимации характеристики центробежного нагнетателя 650-22-2

Характеристики	Значения коэффициентов аппроксимации
	аО	а1	а2	а3
	2,7665868	-3,6791696Е-0,3	9,4300868 E-06	-7,9919192 E-09
пол	кО	к1	к2	к3
	1,8516234	-6,3110750E-03	1,3082251 E-05	-8,989899 E-09
	с0	с1	с2	с3
	1,8332684	5,7292208Е-01	8,9567100 E-04	-8,4848485E-07

Степень сжатия для условий, отличных от номинальных будет определяться из соотношения, полученного с учетом уравнений (6)...(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 газотурбинного двигателя ГТК-25

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

?_т = f (?_т; Т_г), (17)

где ?_т - расход газа через турбину;

?_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 турбин зависимостях. 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 ) (18)

?_т = ?_к+ ?_mon - ?_ox - ?_ут (19)

В формуле (19) ?_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]. Для примера на рис. 7 в приложении 2. представлена характеристика режимов работы двухвальной турбины ГТК-25. Данная характеристика была использована на этапе подготовки исходных данных для выполнения контрольного примера по программе расчета режима работы кс с использованием ЭВМ.

Одним из основных параметров, определяющих режим работы газовой турбины является распологаемая мощность привода цн. В работе [5] считают, что распологаемая мощность при рабочих условиях может быть определена:

(20)

где ?_? - коэффициент для учета зависимости распологаемой мощности от частоты вращения осевого компрессора;

?_? - коэффициент для учета изменения распологаемой мощности ГТУ при отключении температуры окружающего воздуха Т_в от номинальной температуры, равной 288 ^оК;

?_? - коэффициент для учета падения распологаемой мощности ГПА в межремонтный период;

?????время, месяцы, прошедшие с момента последнего ремонта ГТУ.

На основании исследований кафедры термодинамики и тепловых двигателей МИНХ и ГП им. Губкина получена более общая зависимость распологаемой мошности от относительных оборотов цн и температуры воздуха t_в:

где А=а₀₀+ а₁₀+ а₂₀²+ а₀₁ t_в + а₀₂ t_в / t_в /+ а₁₁ t_в (22)

Особое значение имеет к.п.д. привода, так как именно он фигурирует в выражениях для подсчета общих затрат энергии. В [3] предполагают, что основные факторы влияющие на к.п.д. ГТУ, - это коэффициент загрузки и относительные обороты. Это предположение было принято в дипломной работе.

Необходимо было определить коэффициенты аппроксимации зависимости:

_ГТУ=с₀ + с₁ + с₂к_з + с₃ к_з + с₄² + с₅ к_з², (23)

где _ГТУ - относительный к.п.д. ГТУ,

- относительные обороты турбины высокого давления, об/мин;

к_з -коэффициент загрузки по мощности ГТУ,

с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅ -коэффициенты апроксимации;

Коэффициент загрузки к_з представляет собой отношение ( согласно [3]):

к_з = N_эф / N_{распол ,} (24)

где N_эф - эффективная мощность компрессора;

= N_эф??? N_{распол.ном,} (26)

которое находит выражение в характеристике представленной на рис. приложения. Для определения коэффициентов с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅ было предложено следующее решение.

На общий вид предполагаемой зависимости (16) накладывается условие:

S= (x-x' )² = min, (27)

или S= =(-¹+(с₀ + с₁ + с₂к_з + с₃ к_з + с₄² + с₅ к_з²))² (28)

причем: ¹f (с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅) (29)

f (с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅) (30)

к_з f (с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅) (31)

Задача будет решаться в виде системных линейных уравнений:

(32)

После преобразований система линейных уравнений приобрела вид:

(33)

Для определения значений сумм необходимых комбинаций была использована программа расчета их на ЭВМ см-4. В программе приняты следующие обозначения (табл.3):

Таблица 3

Обозначения в программе расчета значений сумм

	Обозначения	N n/n	Обозначения	N n/n	Обозначения
	Програм- ма	Расчет		Програм- ма	Расчет		Програм- ма	Расчет
1 2 3 4 5 6 7	А А1 А2 А3 А4 А5 А6	? ?кз ?. кз ?2 ? кз2 ? ? кз	8 9 10 11 12 13 14	А7 А8 А9 В В1 В2 В3	?3 ?кз2 ? ? кз ? кз ?3 кз ? кз3	15 16 17 18 19 20	В4 В5 В6 В7 В8 В9	? кз ?4 ?2 кз2 ?2 ? кз4 ? кз2

Значения сумм необходимых комбинаций, определенные по программе выглядят следующим образом:

А=36,3298 А1=26,0 А2=23,6143 А3=33,5138

А4=19,0 А5=33,3141 А6=21,7838 А7=31,3545

А8=17,2566 А9=30,3008 В=15,08 В1=22,5755

В2=20,3802 В3=13,6963 В4=20,5585 В5=29,7039

В6=15,9189 В7=27,987 В8=12,658 В9=16,9844

После определения значений сумм и приведения системы шести уравнений к виду:

40С₀+36,3298С₁+26С₂+23,6143С₃+ 33,5138С₄+19С₅=33,3141

36,3298С₀+33,5138С₁+ 23,6143 С₂+21,7838 С₃+31,3545 С₄+17,2566 С₅ =30,3008

26 С₀+23,6143 С₁+19 С₂+17,2566 С₃+21,7838 С₄+31,3545+17,2566 С₅=22,5755

23,6143 С₀+21,7838 С₁+17,2566 С₂+15,9189 С₃+20,3802С₄+13,6963С₄ С₅=20,55

33,5138 С₀+31,3545 С₁+21,7838 С₂+20,3802 С₃+29,7039 С₄+15,9189 С₅=27,987

19 С₀+17,2566 С₁+15,08 С₂+13,6963 С₃+15,9189С₄+12,658С₅=16,9844

Решая систему из шести линейных уравнений получаем значения коэффициентов аппроксимации:

С₀ =0,481866 С₁=0,363642 С₂=0,141647

С₃ =0,966442 С₄=-0,512893 С₅=-0,446698

8. Расчет режима работы КС

ГПА-25 Nне=25000 кВт; kн=0,95; kобл=1,025; kу=1; kt=3,7; Tнвоздуха=25С=298К [Тн]пр=288К	650-22-2 Qн=18,5 млн. м3сут.; nmin=3300 об/мин; nmax=4200 об/мин;

zR_пр=46 кГм/кгК

n_н=3700 об/мин

(34)

Для расчетов режимов работы КС применяются характерис-тики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления , политропического к. п. д. _ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности

(35)

от приведенной объемной производительности

(36)

при различных значениях приведенных относительных оборотах

(37)

где _ВС, z_ВС, T_ВС, Q _ВС - соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R - газовая постоянная;

z_ПР, R_ПР, T_ПР - условия приведения, для которых построены характеристики;

N_i - внутренняя (индикаторная) мощность;

n, n_Н - соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика.

Порядок определения рабочих параметров следующий:

По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости z_ВС;

(38)

Определяется плотность газа _ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания

. Принимаем m_н=2

;

где Q_КС, Q_ЦН - соответственно производительность КС и ЦН при стандартных условиях, Q_КС=Q;

m_Н - число параллельно работающих ЦН (групп ЦН).

Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются Q_ПР и [n / n_Н]_ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией.

Определяется требуемая степень повышения давления

=, (39)

где Р_ВС,Р_наг - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Проведя горизонтальную линию из до кривой abc найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим Q_ПР. Аналогично определяются _ПОЛ и [N_i /_ВС]_ПР. Значение Q_ПР должно удовлетворять условию Q_ПР Q_{ПР min}, где Q_{ПР min} - приведенная объемная производитель-ность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН

(40)

Определяется мощность на муфте привода

(41)

где N_МЕХ -механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке (для нагнетателя типа 650-22-2 N_мех=250кВт).

Вычисляется располагаемая мощность ГТУ

(42)

где N_e^Н - номинальная мощность ГТУ;

k_Н - коэффициент технического состояния по мощности;

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

k_У - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

k _t - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ;

T_ВОЗД,T_ВОЗД^Н - соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К;

Значения N_e^Н, k_Н, k_ОБЛ, k_У, k _t, T_ВОЗД^Н принимаются по справочным данным ГТУ.

Производится сравнение N_e и N_e^P. должно выполняться условие N_e N_e^P. При невыполнении этого условия следует увеличить число m_Н и повторить расчет начиная с пункта 3.2.

...