Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Институт заочного обучения

Кафедра «Трубопроводный транспорт»

Дисциплина «Компрессоры и компрессорные станции»

Курсовой проект

По теме: «Расчет режима работы компрессорной станции с центробежными нагнетателями газа и разработка технологической схемы»

Выполнил: Проверил:

Студент ФДДО

4 курса группы Д6Б к.п.н., доцент

А.Ю. Басов Г.М. Орлова

Самара 2018 год

СОДЕРЖАНИЕ

• Введение
• 1. Основная (теоретическая) часть
• 1.1 Технологические схемы компрессорных станций
• 1.2 Теоретические положения по расчету ЦБН
• 2. Технологическая (расчетная) часть
• 2.1.Исходные данные
• 2.2 Расчет
• Заключение (Выводы)
• Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

1. Изучение технологических схем КС с центробежными нагнетателями.

2. Освоение методики расчета режима работы КС с ЦБН по приведенным характеристикам нагнетателя.

Последовательность выполнения работы

1. Изучение технологической обвязки КС при параллельном, последовательном и смешанном соединении компрессорных машин.

2. Изучение основных элементов технологического оборудования КС.

3. Изучение методики расчета режима КС с ЦБН по приведенным характеристикам.

4. Расчет режима работы КС по заданному варианту. Выбор схемы соединения ГПА.

5. Графическая часть: разработка и построение схемы КС и приведенных характеристик нагнетателя.

1. ОСНОВНАЯ (ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ

1.1 Технологические схемы компрессорных станций

Основное оборудование компрессорной станции (КС) - компрессор. Схемы соединения компрессорных машин - параллельное, последовательное, смешанное. В качестве компрессоров могут быть использованы газомоторные поршневые компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электроприводом. компрессорный нагнетатель газ станция

Газомоторные компрессоры (ГМК) - поршневые машины с газомоторным приводом.

Центробежные нагнетатели (ЦБН) - это компрессоры, использующие переход кинетической энергии, приобретаемой при вращении газа вместе с рабочим колесом, в потенциальную энергию давления в свободном пространстве корпуса. ЦБН с двумя рабочими колесами называются полнонапорными, при использовании одного колеса - неполнонапорными. Степень сжатия в первом случае достигает значения 1,45, во втором - 1,23-1,25.

Каждый тип компрессора имеет свои достоинства и недостатки.

ГМК характеризуется сравнительно низкими эксплуатационными расходами, т.к. не используется дорогая электроэнергия, позволяет относительно легко регулировать производительность изменением числа ходов поршня в единицу времени, однако громоздкий, имеет низкую производительность.

ЦБН прост в обслуживании, компактен, имеет высокую производительность, но либо потребляет электроэнергию, получаемую от поставщиков, либо очень сложен газотурбинный привод, достаточно трудно обеспечить регулирование производительности изменением числа оборотов вала.

Эффективная работа компрессоров зависит не только от его конструктивных особенностей, но и от степени чистоты газового потока, его температуры. По этой причине компрессорная станция имеет в своем составе пылеуловители, маслоочистители, по трассе устанавливают конденсатосборники. Пропускная способность МГП повышается при понижении температуры газового потока, понижение температуры газа благоприятно сказывается на сроках службы изоляционных покрытий трубопровода, поэтому газ после компрессора проходит через воздушные холодильники и только после этого поступает в МГП.

Технологическая схема компрессорного цеха (КЦ) должна обеспечить:

- приём на КС технологического газа из магистрального газопровода;

- очистку технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределение потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

- охлаждение газа после компремирования в АВО газа;

- вывод КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

- подачу газа в магистральный газопровод;

- транзитный проход газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

- при необходимости сброс газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;

- схема с параллельной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

На рис. 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для полнонапорных нагнетателей.

По этой схеме газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран №19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран №19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.

После крана №19 газ поступает к входному крану №7, также расположенному на узле подключения. Кран №7 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода. Входной кран №7 имеет обводной кран №7Р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана №7Р производится открытие крана №7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Рис. 1. Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА

Сразу за краном №7 по ходу газа установлен свечной кран №17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана №7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги.

После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран №1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран №2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).

После установки охлаждения газ через выкидной шлейф газ по трубопроводу Ду 1200 через выходной кран №8 поступает в магистральный газопровод.

Перед краном №8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана №8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что, в конечном итоге, приведет к серьёзной аварии на КС.

Назначение крана №8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану №7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран №18, который установлен по ходу газа перед краном №8.

Кран 8р используется при заполнении КС транспортируемым газом.

На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводами имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном №20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период её отключения (закрыты краны №7 и №8; открыты свечи №17 и №18).

На узле подключения КС установлены камеры приёма и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для приёма и запуска очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа за счет разности давлений - до и после поршня.

На магистральном газопроводе после КС установлен и охранный кран №21, назначение которого такое же, как и охранного крана №19.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимально разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводами устанавливается перемычка Ду 500 с краном №6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном №6А называется работой станции на «Станционное кольцо». Параллельно крану №6А врезан кран №6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном №6А врезается ручной кран №6Д.

Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.

На рис. 2 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые «режимные» краны (№41-49), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции. К ним относятся краны №№ 1, 2, 3, 3бис, 4, 5:

1, 2 - краны, отключающие компрессор;

3 - кран для прохода газа при неработающем компрессоре;

3бис - кран служит для перепуска газа с выкида на приём компрессора (малый контур);

4 - кран для заполнения и продувки малого контура;

5 - продувочная свеча для сброса газа в атмосферу при продувке контуров.

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА (неполнонапорный ЦБН)

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается параллельной работой нескольких групп ГПА.

Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на «Станционное кольцо» при открытии крана 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является:

- схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры;

- схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в «резерве», агрегаты;

- при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим «кольцо» и второй агрегат;

- отпадает необходимость в кранах №3, режимных №№ 41-49, а на некоторых обвязках и № 3бис;

1.2 Теоретические положения по расчету ЦБН

Для ЦБН и на стадии проектирования и при эксплуатации, когда оценивают техническое состояние машин, определяют политропический КПД нагнетателя, проверяют реальную степень сжатия газа в компрессорных машинах, рассчитывают внутреннюю мощность ГПА.

(Понятие внутренней мощности для ЦБН равноценно понятию индикаторной мощности для поршневых компрессоров, т.е. Ni - это мощность, затраченная непосредственно на процесс сжатия газа в реальных условиях работы нагнетателя.)

Понятие политропического КПД для характеристики работы компрессора введено из следующих соображений: сжатие газа в компрессорах МГП не соответствует чистым теоретическим процессам сжатия по адиабате или политропе.

В данном случае имеет место внешнеадиабатический процесс сжатия, т.е. сжатие происходит без отвода тепла от сжатого газа в промежуточных холодильниках или отвода тепла от корпуса машины, но в то же время предусмотрено охлаждение отдельных узлов компрессора - торцовых уплотнений, подшипников. Поэтому вместо термина «политропный КПД» использован термин «политропический КПД», который можно оценить, используя уравнение:

, (1)

где nт - показатель политропического (внешнеадиабатического) процесса сжатия;

k - показатель адиабаты.

Более точную оценку политропического КПД зпол, степени сжатия газа е, внутренней мощности Ni для заданных условий сжатия производят с помощью приведенных характеристик центробежных нагнетателей.

Приведенные характеристики показывают зависимость е, зпол, Ni от объёмной производительности компрессора в условиях всасывания. Характеристики построены по данным, полученным в процессе многолетней эксплуатации МГП, но так как эти данные получены для каких-то конкретных условий по температуре всасывания, давлению всасывания, по составу газа, а применить их необходимо для широкого спектра этих значений, то были использованы приведенные характеристики. Иначе, характеристики, снятые для каких-то конкретных условий, были приведены к фиксированным, целесообразно выбранным условиям.

В качестве параметров приведения выбраны:

;

Тпр = 288°К;

zпр = 0,91;

nпр = nном,

где Rпр - приведенная газовая постоянная, ;

Тпр - приведенная температура газа при всасывании, °К;

zпр - приведенный коэффициент сжимаемости в условиях всасывания;

nпр, nном - число оборотов вала, приведенное и номинальное, соответственно, об/мин.

Характеристики построены для каждого типа выпускаемых и эксплуатируемых в системах МГП нагнетателей.

Изданы альбомы приведенных характеристик.

Пример приведенных характеристик показан на рис. 3.

Набор уравнений, связывающих приведенные и реальные параметры перекачки, записывается следующим образом:

,(2)

,(3)

,(4)

где Qпр, Qв - производительность нагнетателя, приведенная и в реальных условиях всасывания, соответственно, м3/мин;

nн - номинальное число оборотов вала нагнетателя, об/мин;

n - действительное число оборотов, об/мин;

Ni - внутренняя мощность центробежного нагнетателя, кВт;

св - плотность газа в реальных условиях всасывания, кг/м3;

zпр, Rпр, Тпр - приведенные коэффициент сжимаемости, газовая постоянная, температура при всасывании;

z, R, Тв - то же, в реальных условиях всасывания.

Рис. 3. Приведенные характеристики ЦБН

Конечной целью расчета, проводимого с использованием приведенных характеристик, является проверка на стадии проектирования по полученным значениям Ni, зпол, е выбранного компрессорного оборудования для заданных условий перекачки газа, на стадии эксплуатации - оценка технического состояния нагнетателя. При этом расчетные и паспортные (номинальные - «n») значения данных величин должны удовлетворять неравенствам:

N_i ? N_н,(5)

з_пол ? з_{пол н},(6)

е ? е_н.(7)

Порядок расчета по приведенным характеристикам нижеследующий.

1. Исходные данные: производительность при условии всасывания Qв, действительное число оборотов вала n об/мин, номинальное число оборотов вала nн об./мин., коэффициент сжимаемости перекачиваемого газа в условиях всасывания zв, температура при всасывании Тв, газовая постоянная перекачиваемого газа R.

2. По уравнению (2) определяется величина Qnр, при этом значение Qnр должно быть не менее, чем на 10 % больше наименьшего Qпр, от которого начинаются кривые характеристик, т.к. наименьший расход соответствует границе помпажа (на рис. 3 Qпр должна быть не менее 275 м3/мин).

3. По уравнению (3) рассчитывается отношение .

4. По рис. 3 в зависимости от значений Qпр и по соответствующим кривым находятся значения , зпол, е. Затем по уравнению (4) определяют внутреннюю мощность ЦБН - Ni. К полученному значению Ni необходимо прибавить механическую потерю мощности Nмех. Сумма (Ni + Nмех) есть мощность на муфте нагнетателя, при этом должно иметь место неравенство:

(Ni + Nмех) ? ,

где Nмех для ГТУ принимается равной 100 кВт, для электропривода - 150 кВт.

5. Оценка удаленности режима работы ЦБН от зоны помпажа.

Ввиду особой опасности помпажа, каждый нагнетатель и осевой компрессор обязательно оснащаются противопомпажной системой, кроме того, каждая КС обязательно оснащается общей противопомпажной системой. Эти системы настраиваются либо на максимальную степень сжатия нагнетателей етах, либо на Qкр, соответствующей етах, либо на оба эти параметра.

В связи с тем, что защита от помпажа осуществляется автоматически, а все средства автоматики обладают определенной инерционностью и погрешностью, и используемые АСО приборы имеют естественную погрешность, то настройка противопомпажных систем производится не на Qкр, ниже которой собственно возникает помпаж, а на

Q=1,1•Q_кр,

то есть принимается 10% запас.

При выполнении всех условий можно судить о правильности выбора компрессора, или по полученным величинам и по их отклонениям от значений Ni, зпол, е, которые имели место при пуске КС в работу, можно судить о техническом состоянии нагнетателя после определенного срока эксплуатации.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ (РАСЧЕТНАЯ) ЧАСТЬ

2.1 Исходные данные

Исходные данные:

1) состав газа, % объемный:

СН4 - 92;

С2Н6 - 4;

С3Н8 - 4;

2) производительность перекачки Qперекачки = 47,4 млн м3/сут;

3) тип нагнетателя - ГПА-Ц-6,3 Н 196-1,45;

4) производительность ГПА Qк = 12,0 млн м3/сут;

5) давление на входе КС Рв = 38 кгс/см2 (3,72 МПа);

6) степень сжатия = 1,45;

7) температура на входе КС tв = 30 С (303 К);

8) номинальная частота вращения ротора нагнетателя nn = 8200 об/мин;

9) фактическая частота вращения ротора нагнетателя n = 8050 об/мин;

10) коэффициент внешнеадиабатического сжатия k = 1,31;

11) номинальная мощность Nн = 6300 кВт;

12) политропический КПД номинальный зп = 0,83.

2.2 Расчет

1) молекулярная масса газа:

,(8)

где Mr_i - молекулярная масса газа, i - компонент;

x_i - объемная доля каждого компонента смеси.

Mrсм = 0,9216 + 0,0430 + 0,0444 = 14,72 + 1,2 + 1,76 = 17,68;

2) критические параметры смеси газов:

Ткрсм = 187,80,92 + 305,10,04 + 368,60,04 =

172,776 +12,204 + 14,774 = 199,724 К.

Ркрсм = 47,40,92 + 50,50,04 + 44,90,04 =

43,608 + 2,02 + 1,796 = 47,424 кгс/см²;

3) определение приведенных параметров смеси газов:

,.

,;

4) определение коэффициента сжимаемости газа z:

z определяется по рис. 4, z = 0,94.

Рис. 4. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа от давления в приведенных условиях

5) газовая постоянная газа:

,(9)

где R - универсальная газовая постоянная R = 8310 ;

6) плотность газа при нормальных условиях (0 С, 760 мм рт. ст.):

,(10)

;

7) плотность газа при стандартных условиях (20 С, 760 мм рт. ст.):

,(11)

;

8) плотность газа при условиях всасывания определяется из уравнения Клапейрона-Менделеева:

Рв = zRTв,(12)

где Рв - давление всасывания, Па;

- удельный объем газа, м3/кг ();

Tв - температура газа на входе в нагнетатель, К.

,(13)

;

9) по производительности принимаем два работающих нагнетателя, соединенных параллельно. Производительность одного нагнетателя:

,(14)

где Qперекачки - производительность перекачки, м3/сут;

nнагн - число работающих нагнетателей.

м³/сут;

10) объемная производительность нагнетателя при условии всасывания:

м³/мин;(15)

11) приведенная объемная производительность (уравнение 2):

в,

где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n - фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

м³/мин;

12) определение приведенной частоты вращения (уравнение 4):

,

где zпр , Rпр, Тпр - параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.

;

13) характеристики ЦНБ (степень сжатия, внутренняя мощность, политропический КПД) определяются на основании приведенной характеристики нагнетателя

ГПА-Ц-6,3, представленной в приложении 1.

Условия приведения: zпр = 0,9, Rпр = 50 = 490,33 , Тпр = 288 К.

Из характеристик нагнетателя по Приложение 1 определим степень сжатия = 1,42 и приведенную относительную мощность .

Определение внутренней мощности, потребляемой нагнетателем (уравнение 4):

.

Мощность на валу привода:

N = Ni + Nмех,(16)

где Nмех - механические потери (для газотурбинного привода Nмех = 100 кВт.).

N = 6195 + 100 = 6295.

Таким образом, мы получаем что N Nн, где 6300 кВт - номинальная мощность из паспортных данных нагнетателя.

6295 6300 кВт.

Политропический коэффициент полезного действия з = 0,75 (приложение 1), полученное значение близко к номинальному;

14) давление на выходе нагнетателя:

Рн = Рв = 381,42 = 53,96 кг/см2 (5,29 МПа);(17)

15) определение температуры газа на выходе нагнетателя:

,(18)

где k - показатель внешнеадиабатического сжатия, k = 1,31.

;

16) оценка удаленности режима работы ЦБН от зоны помпажа:

Ввиду особой опасности помпажа, каждый нагнетатель и осевой компрессор обязательно оснащаются противопомпажной системой, кроме того, каждая КС обязательно оснащается общей противопомпажной системой. Эти системы настраиваются либо на максимальную степень сжатия нагнетателей етах, либо на Qкр, соответствующей етах, либо на оба эти параметра.

В связи с тем, что защита от помпажа осуществляется автоматически, а все средства автоматики обладают определенной инерционностью и погрешностью, и используемые АСО приборы имеют естественную погрешность, то настройка противопомпажных систем производится не на Qкр, ниже которой собственно возникает помпаж, а на

Q=1,1•Q_кр,

то есть принимается 10% запас.

Удаленность режима работы ЦБН от зоны помпажа:

(Q_пр-1,1•Q_кр)/ Q_пр *100%=(215-1,1*140)/215*100%=29%

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ВЫВОДЫ)

Установленные на КС центробежные нагнетатели типа ГПА-Ц-6,3 в количестве четырех единиц, при их параллельном соединении обеспечивают необходимую производительность перекачки при выполнении требуемых условий по производительности, степени сжатия, зпол, Ni. С целью повышения надежности дополнительно предусмотрено два резервных ЦБН. (Приложение 2)

Расчетные и паспортные (номинальные - «n») значения данных величин удовлетворяют неравенствам:

N_i (6195кВт) ? N_н (6300кВт);

з_пол (0,75) ? з_{пол н} (0,83);

е (1,42) ? е_н (1,45).

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Компрессоры и компрессорные станции магистральных газопроводов. Устройство и работа компрессорных машин /.Земенков Ю.Д, Сорокина Т.В., Венгеров А.А., Петряков В.А., Дудин С.М. Учебное пособие Часть I. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2012. - 110 с.

2. Компрессоры и компрессорные станции магистральных газопроводов. Основы эксплуатации технологического оборудования /.Земенков Ю.Д, Сорокина Т.В., Венгеров А.А., Петряков В.А., Дудин С.М. Учебное пособие Часть II.- Тюмень : ТюмГНГУ, 2012. - 154 с.

3. Васильев Г.Г., Гульков А.Н., Земенков Ю.Д., Прохоров А.Д., Шабаров А.Б. и др. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов): Учеб. Пособие в 2-х томах, том 1.- М.: «Инфра-Инженерия», 2008. - 608 с.

4. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учеб. Пособие.- М.: ГУП Изд-во Нефть и газ им. И.М. Губкина, 2001. - 400 с.

5. А.В. Деточенко и др. Спутник газовика, Москва, Недра, 1978.

6. М.В. Лурье. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа, Москва, Нефть и газ, 2002.

7. А.Н. Казаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов, Изд-во: М.: Нефть и газ, 1999

Размещено на Allbest.ru

...