Эксплуатация компрессорных станций

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНТСТИТУТ ТРАНСПОРТА

Курсовая работа

по дисциплине «Эксплуатация насосных и компрессорных станций»

на тему «Проект КС»

Выполнил:

Товбиев И.С.

Проверил:

Венгеров А.А.

Тюмень 2015



Содержание

Введение

1. Определение исходных расчётных данных

2. Подбор основного оборудования компрессорного цеха

3. Расчет режима работы КС

4. Подбор основного оборудования КС

5. Разработка технологической схемы КС

Список литературы



Введение

Основное предназначение компрессорных станций газопроводов - сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам.

Компрессорные станции представляют собой совокупность относительно разнородных объектов, функционально подчиненных друг другу. Это - основные и вспомогательные технологические установки по транспорту газа, вспомогательные системы, обеспечивающие всю КС и ее технологические установки энергией, водой, тепловой энергией, связью и т.д., а также подсобно-производственные и административно-бытовые помещения, вспомогательные объекты.

Общие технико-экономические показатели КС в основном определяются типом, количеством и техническим состоянием компрессорных машин, осуществляющих непосредственный транспорт газа, и приводящих их двигателей.

В силу отмеченного основное внимание при проектировании и эксплуатации КС уделяется газоперекачивающим агрегатам (ГПА) и их вспомогательным системам, определяющим эффективность работы ГПА.

Надежность и экономичность транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.



1. Определение исходных расчётных данных

В таблице 1 приведен химический состав природного газа уренгойского месторождения

Таблица 1

Состав газа (по объему), %
СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относительная плотность по воздуху (при 20°C)	Удельная теплота сгорания (при 20°C) кДЖ/м^3
98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56	39000

Расчетную температуру грунта, определим как среднегодовую температуру грунта на глубине заложения трубопровода:

Среднегодовая температура на глубине 1,71м равна 4,6єС.

Газовая постоянная:

Где 287 - газовая постоянная для воздуха

Плотность транспортируемого газа:

,



где 1,205 - плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20°C и Р = 0,1013 МПа).

Динамическая вязкость газа () определяется через приведенные значения давления и температуры:

; ;

, - приведенные давление и температура;

По номограмме псевдокритических параметров газовых смесей в зависимости от их плотности находи критические давление и температуру

Pкр = 47,15 кгс/см^2 = 4.624 МПа;

Tкр = 192 К

;

;

;

Коэффициент сжимаемости:

где: - приведенное давление;



;

Расчетная производительность КС

;

где: - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, ()

;

где: коэффициент использования пропускной способности газопровода

коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, ,

коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС.

; тогда



2. Подбор основного оборудования компрессорного цеха

К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности.

При рассчитанной рабочей производительности

,

а также учитываем, что на допустимом расстоянии от станции располагается только 1 источник электрической энергии (для рассмотрения варинтов с центробежными нагнетателями, приводимыми в движение электродвигателем необходимо иметь 2 источника электроэнергии на расстоянии не более 300 км) рассматриваем нагнетатели с одноступенчатым или двухступенчатым сжатием (для полнонапорных - одноступенчатое сжатие), приводимые газотурбинными приводом.

Из предоставленных ГПА, находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию:

,

где: - производительность КС;

- производительность нагнетателя;количество групп в интервале (2ч6).

Важное условие для ГПА с центробежными нагнетателями - в расчетах режима работы агрегатов политропический к.п.д. нагнетателей должен быть не ниже 0,8.

Например ГПА: ГТК-10-2 с ЦБН 520-12-1

Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу:

где n- количество групп

млн.мі/сут

Рабочая зона:

29,3·0,85=24,65

29,3·1,15=33,7

Данный ГПА может пропустить через себя требуемое количество газа.

Аналогично применяем для других ГПА.

Для каждого варианта и подварианта КС определяем число резервных машин, степень сжатия КС и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода.

Таблица 2

Тип ГПА	Тип ЦБН	Подача млн.мі/ сут	Кол-во газа проход. через одну группу, млн.мі/сут	Количество групп	Рабочая зона нагнетателя, млн.мі/сут
ГТ-700-4	280-11-2	13,0	13,44	5	11,05ч14,95
ГТК-10-2	520-12-1	29,3	33,59	2	24,65ч33,7
ГТК-10-4	370-18-1	37,0	33,59	2	31,45ч42,55

Для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и двухступенчатым сжатием (для полнонапорных - с одноступенчатым). В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно будет выбрать более экономичный. Для каждого варианта и подварианта определяется число резервных машин, степень сжатия КС е и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода Ск. На основе значений е и Ск рассчитывается комплекс

Совокупные затраты на одну КС - в общем случае могут рассчитываться по формуле

где: Э - эксплуатационные расходы на станции, тыс.руб/год;

К - капиталовложения в КС, тыс. руб

Е - коэффициент, обратный сроку окупаемости капиталовложений, Е=0,15 для объектов транспорта и хранения нефти и газа

Эксплуатационные расходы на станции:

Капиталовложения в КС

где: , - число рабочих и резервных ГПА на станции;

, , , , - коэффициенты затрат на ГПА, другие объекты КС

Численные значения коэффициентов.

ГПА ГТ-700-4 с ЦБН 280-11-2

суточная подача

;

давление нагнетания ;

давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно

,

;

Рассчитываем значение комплекса :

=385, =94, =249, =986, =4371

вариант: одноступенчатое сжатие, n=5, nр=2

;

;

Степень сжатия:

тыс. руб/ год

Вариант 2 не рассматривается, так как количество агрегатов превышает число допустимо возможных.

ГПА ГТК-10-2 с ЦБН 520-12-1

суточная подача

;

давление нагнетания

;

давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно

,;

Рассчитываем значение комплекса :

=686, =218, =583, =1537, =7813

вариант: одноступенчатое сжатие, n=2, nр=1

;

;

Степень сжатия:



двухступенчатое сжатие, n=4, nр=2

;

;

Степень сжатия:

.

ГПА ГТК-10-4 с ЦБН 370-18-1

суточная подача ;

давление нагнетания ;

давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно

,;

Рассчитываем значение комплекса :

=710, =206, =458, =1647, =8278

вариант: одноступенчатое сжатие, n=2, nр=1

;

;



Степень сжатия:

вариант: двухступенчатое сжатие, n=4, nр=2

;

;

Степень сжатия:

Таблица 3

Тип ГПА	Комплекс ч
ГТ-700-4(1 ступень)	12971,59
ГТК-10-2 (1 ступень)	10541,69
ГТК-10-2 (2 ступени)	10744,77
ГТК-10-4 (1 ступень)	11846,78
ГТК-10-4 (2 ступени)	11472,05

Сравнив значения комплексов , останавливаем свой выбор на марке ГТК-10-2 (1 ступень), как на наиболее экономически целесообразном варианте.

Полная технические характеристики ГТК-10-2:

суточная подача ;

давление нагнетания ;

давление на входе ;

степень сжатия е = 1,273;

номинальная мощность привода N = 10,0 МВт;

коэффициент полезного действия з = 28;

частота вращения

расход топливного газа , давление Р = 1,5 МПа;

расход пускового газа , давление Р = 1,5 МПа.

3. Расчет режима работы КС

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждым нагнетателем, и мощности , развиваемой приводящим его двигателем. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства

Экономичность КС с центробежными нагнетателями - при Рн =Р'н и следующих условиях:



Расчет располагаемой мощности ГТУ

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

где: - номинальная мощность ГТУ, МВт;

- коэффициент, учитывающий техническое состояние

ГТУ, ;

- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, ;

- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы, ;

- коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла выхлопных газов, ;

Ра - расчетное давление наружного воздуха в г. Сыктывкар МПа (принимаем Ра=0,0986 МПа);

и - расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

Та - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, для г.Сыктывкар средняя температура наружного воздуха составляет 273,55 К;

дТа- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, дТа=5 К;

Тогда располагаемая мощность ГТУ равна:

Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия

Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия.

где: Тв1 и Твх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, К;

Рв1 и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;

ДРвх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС, МПа.

Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель газовая постоянная, плотность газа при нормальных условиях

(см. п. 1):

; .

плотность газа при условиях всасывания, кг/м3:



,

где Z1 - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания.

Определение объемной производительности нагнетателя в :

где: Q - производительность нагнетателя, м3/сут;кс - производительность КС в ;

К - количество параллельно работающих нагнетателей.

Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя

а) из условия экономичности работы нагнетателя

;

;

.

На основании расчета допустимый интервал:

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя

.

На основании расчета допустимый интервал:

где: nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;пр.min и Qпр.max - минимальное и максимальное значения Qпр, соответствующе зоне приведенной характеристики с зпол?0,8;и nTmax - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины;- передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнетателя.

Потребная частота вращения ротора нагнетателя

Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора должна быть равной или близкой nн. Значения n, отличающиеся от nн. следует назначать лишь при невыполнении одного из условий (п. 3) при n = nн. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n, определенным в п. 3.2.4.

Принимаем потребную частоту вращения ротора нагнетателя

Приведенная производительность нагнетателя

Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя



где Zпр, Rпр, Tпр - параметры газа с приведенной характеристики;

Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

где - значение из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости -минимальному значению из приведенной характеристики.

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа.

Степень сжатия в нагнетателе е и относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя:

;



Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

Определение потребной мощности для привода нагнетателя

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверяем на соответствие условию:

условие не выполняется.

Принимаем

Приведенная производительность нагнетателя.

Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

где Zпр, Rпр, Tпр - параметры газа с приведенной характеристики;

Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа



.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа.

Степень сжатия в нагнетателе е, относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей и политропический КПД по приведенной характеристике нагнетателя:

; ;

Расчет мощности, потребляемой нагнетателем.

Определение потребной мощности для привода нагнетателя

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверяем на соответствие условию:

Условие выполняется.

Расчет параметров газа на выходе нагнетателей



где Pн1 и Tн1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей, МПа и К соответственно.

4. Подбор основного оборудования КС

Кроме газоперекачивающих агрегатов к основному оборудованию КС относятся пылеуловители и аппараты воздушного охлаждения газа.

Подбор пылеуловителей

Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращение загрязнения и коррозии оборудования и трубопроводов станций.

Очистка газа, как правило, проводится в одну ступень. В качестве пылеуловителей на КС наиболее перспективны и широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа.

Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП. 106 00. Рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС) по п. 2.2.1:

Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по приложению 10. он зависит от плотности газа при стандартных условиях и температуры .

Коэффициент изменения производительности ПУ=0,9.

По приложению 10 определяем:

,



Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

,

Количество пылеуловителей находим по формуле:

и - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

- суточная производительность КС,

, - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей,

, принимаем 21 шт.

, принимаем 13 шт.

шт.

Принимаем n = 12 штук, так как это минимальное количество ПУ, обеспечивающие работу узла очистки в рабочем диапазоне производительностей для каждого ПУ при отключении одного из них.

Производительность при работе всех ПУ:

Производительность при отключении одного пылеуловителя:

Условия выполняются.

Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП. 144.00.000.

Расчет производится аналогично ПУ типа ГП 106.00.

По приложению 10 определяем: , компрессорный нагнетатель пылеуловитель охлаждение

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

По приложению 10 определяем:

,

Количество пылеуловителей находим по формулам (4.3) и (4.4):



шт., принимаем 6 шт.

шт., принимаем 5 шт.

шт.

Производительность при работе всех ПУ:

Производительность при отключении одного пылеуловителя:

Условия выполняются.

Принимаем n = 6 шт., так как это единственное количество ПУ, обеспечивающие работу узла очистки в рабочем диапазоне производительностей для каждого ПУ при отключении одного из них.

В результате расчета установлено, что обе марки ПУ подходят для данной КС. При отсутствии данных по экономичности и капитальным вложениям при выборе конкретной марки ПУ можно руководствоваться тем, что меньшее число ПУ облегчает монтаж, несколько упрощает технологическую схему узла очистки, количественно необходимой арматуры и труб. На основании выше сказанного окончательно принимаем 6 пылеуловителей марки ГП.144.00.000.

Подбор аппаратов воздушного охлаждения АВО

Компримирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для предотвращения растепления многолетне-мерзлых грунтов, в которых уложен газопровод, обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждения.

Исходные данные для расчета потребного количества АВО

Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t2 принимается на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в

где: tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период.

дt2 - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С.

Определение потребного количества АВО

Общее количество тепла, подлежащее отводу от газа на установке

где: М' - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с;

СР - теплоемкость газа при давления на входе в АВО и средней температуре газа в АВО , Дж/(кг К);

- температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С;- оптимальная температура охлаждения газа, °С.

Принимаем t2 = 11°C.

, принимаем

Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t2в АВЗ (Россия)



где: Vв- общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м3/с;

Срв = 1,005 Дж/(кг К) - теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и t1в, Дж/(кг К);

св - плотность воздуха на входе в АВО, кг/м3.

Предварительно принятое количество АВО остается в силе, т.к. t2в < t1.

Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

Параметры:

;

Принимаем .

Требуемая поверхность теплопередачи Fр:



Проверка выполняется при выполнении условия:

Условие выполняется.

Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа ДР в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления).

где: щ - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с;

с -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м3;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений;- длина труб АВО, м;- внутренний диаметр труб, м;

Д - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах Д =2?10-4 м), м.

;



площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м2.

Полученное значение ДР удовлетворяет условию:

где

= 0,015 - 0,02 МПа.

Определение энергетического коэффициента Е.

Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника.

где: N - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт;- полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па. Н-напрор вентиляторов принятого АВО

2АВГ-75С (Россия)

Принимаем t2 = 11

Принимаем m=10

- Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t2в

Предварительно принятое количество АВО остается в силе, т.к. t2в <t1.

- Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

Параметры:

;

Принимаем .



Требуемая поверхность теплопередачи Fр :

Проверка выполняется при выполнении условия:

Условие не выполняется!

«Ничимен»

Принимаем t2 = 11

- Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t2в

Предварительно принятое количество АВО остается в силе, т.к. t2в <t1.

- Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

;



Принимаем .

Требуемая поверхность теплопередачи Fр :

Проверка выполняется при выполнении условия:

АВ3в результате проведенных расчетов, единственный соответствует принятым условиям следовательно в качестве АВО на данной КС принимаем АВ3

5. Разработка технологической схемы КС

Компрессорные станции с центробежными нагнетателями более разнообразны по технологическим схемам, чем КС с газомотокомпрессорами. Объясняется это главным образом широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях. Здесь могут быть агрегаты с полнонапорными и неполнонапорными нагнетателями с электродвигателями или газотурбинными установками различного исполнения.

Функционирование КС с данной схемой осуществляется следующим образом.

Газ от узла подключения станции к газопроводу поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа (УОГ), где очищается от механических примесей в пылеуловителях. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех (КЦ) для компремирования, а другая, меньшая, отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГ предназначена для подготовки пускового (ПГ), топливного (ТГ) и импульсного газа (ИГ), используемого для управления кранами КС, а также для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям (ГСН). После сжатия в КЦ газ поступает в установку охлаждения, где происходит снижение его температуры с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Далее через кран №8 и узел подключения КС к магистральному газопроводу газ возвращается в магистраль.



Список литературы

1. Перевощиков С.И., «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций». Методические указания, Тюмень, 2004 г.

2. Перевощиков С.И., «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций», приложение к методическим указаниям, Тюмень, 2004 г.

3. Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л., «Спутник газовика», Москва, «Недра», 1978 г.

4. СНиП 2.05.06-85. «Магистральные трубопроводы». Нормы проектирования.

5. Суринович В.К., Борщенко Л.И., «Машинист технологических компрессоров», Москва, «Недра», 1986 г.

6. Перевощиков С.И. «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Тюмень», ТюмГНГУ, 2004г.

Размещено на Allbest.ru

...