Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

газопровод станция мощность

Современные магистральные нефте- и газопроводы большого диаметра представляют собой транспортные инженерные сооружения большой мощности и пропускной способности. Для того чтобы обеспечить перемещение газа на большие расстояния по внутритрубному пространству, в начале (голове) газопроводов большого диаметра создают давление в 7,5 МПа.

Энергия, обеспечивающая перемещение газа по магистральным трубопроводам, сообщается компрессорными станциями. Однако энергия, переданная потоку газа в начале магистрального трубопровода, быстро снижается по мере перемещения, что приводит к снижению скорости перемещения потока. Если движущийся поток газа не будет получать дополнительную энергию, то давление во внутритрубном пространстве может уменьшиться до нуля, а движение потока газа может прекратиться. В связи с этим для компенсации потерь энергии в среднем через каждые 100-150 км по длине магистральных трубопроводов устанавливают промежуточные компрессорные станции. По назначению и расположению на магистральном трубопроводе компрессорные станции подразделяют на головные и промежуточные. Головные компрессорные станции располагают в начале (голове) магистральных трубопроводов. На головные компрессорные станции (ГКС) природный газ поступает с газодобывающих предприятий (газовых промыслов), подготовленный на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) к дальнему трубопроводному транспорту. Промежуточные компрессорные станции предназначены для поддержания необходимого режима транспорта газа по всей длине магистрального трубопровода. Подключение промежуточных станций к магистральному трубопроводу предусматривает возможность их отключения и пропуск газа по трубопроводу, минуя промежуточные станции.



1. Определение исходных расчетных данных

1.1 Выбор рабочего давления газопровода

Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе . Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно и . Согласно принятому уровню давления и годовой производительности принимаем номинальный диаметр газопровода .

Таблица 1. Ориентировочные значения диаметра газопровода

Состав транспортируемого газа Бованенковского месторождения приводится в таблице 2.

Таблица 2. Состав газа (Бованенковское месторождение)

Для строительства газопровода принимаем трубы , изготовленные по ТУ-14-3р-01-94 из стали К60.



где - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа, ;

- коэффициент условий работы, который зависит от категории трубопровода (III категория), ;

- коэффициент надежности по материалу, который зависит конструктивных особенностей принятой трубы, ;

- коэффициент надежности по ответственности, 55.

Толщину стенки газопровода определим по формуле

где - коэффициент надежности по нагрузке, который зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода, ;

- рабочее давление в трубопроводе, ;

- расчетное сопротивление металла трубы, .

Принимаем стандартную толщину стенки трубы .

Определим внутренний диаметр газопровода:

1.2 Расчет свойств перекачиваемого газа

Плотность газа при стандартных условиях определяется по формуле



где - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа по таблице 1;

- плотность компонента при стандартных условиях, (, ), .

Молярная масса

где - молярная масса компонента, .

Вычислим индивидуальную газовую постоянную по формуле

где - универсальная газовая постоянная, .

Псевдокритические температура и давление

где - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси.

Относительная плотность газа по воздуху определяется по формуле

Суточная производительность газопровода

где - плановый объем транспортируемого газа, ;

- оценочный коэффициент пропускной способности газопровода

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

- коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды, - для газопровода протяженностью менее 1000 км;

- коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания. Оценочные значения коэффициента надежности рекомендуется определять по таблице 3.

Таблица 3. Оценочные коэффициенты надежности газопроводов

Используя таблицу 3 для газопровода длиной 660 км, найдем коэффициент надежности по линейной интерполяции:

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций

Определим значения начального и конечного давления на линейном участке между компрессорными станциями

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

- потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку, МПа.

Давление в конце участка газопровода

где - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, МПа. Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

где - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, принимаем , так как нет данных о конечных координатах прокладываемого газопровода. В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению определяется по формуле

где - эквивалентная шероховатость труб, ;

- внутренний диаметр трубопровода.

Коэффициент гидравлического сопротивления ?? определяется по формуле



где - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой, при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности, .

Среднее давление в линейном участке

Приведенные значения давления и температуры

где - средние давление и температура на линейном участке газопровода соответственно;

, - псевдокритические давление и температура соответственно.

Коэффициент сжимаемости газа



Подставим полученные значения (21) и (22) в (20)

Расчетное расстояние между компрессорными станциями составит

где - суточная производительность газопровода;

- относительная плотность газа по воздуху;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

- коэффициент сжимаемости газа;

- средняя температура на линейном участке газопровода.

Определяем расчетное число компрессорных станций

Округляем расчетное число КС до целого значения, после чего уточняем расстояние между КС



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

Принимаем в качестве первого приближения значения , и из первого этапа вычислений: .

Определяем в первом приближении значение

Определяем средние значения приведенного давления и температуры

Удельная теплоемкость газа

где - газовая постоянная;



Тогда удельная теплоемкость определяется по формуле (30)

Коэффициент Джоуля-Томсона

=



Рассчитываем коэффициент

где - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, зависящий от того, в каких грунтах прокладывается трубопровод, для смешанных грунтов .

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры и коэффициента сжимаемости

Где



Тогда

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса

Где



Вычисляем коэффициенты и

Конечное давление во втором приближении по формуле (26)

Относительная погрешность определения конечного давления составляет

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1 %, приравниваем и уточняем расчеты

Определяем среднее давление по формуле (27)

Определяем средние значения приведенного давления и температуры согласно формулам (28), (29)



Удельная теплоемкость газа определяется по формуле (30), где

Коэффициент Джоуля-Томсона определяется по формуле (31), где

Рассчитываем коэффициент по формуле (32)



Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона по формуле (33)

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры и коэффициента сжимаемости

где

Тогда



Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса по формулам (34) и (35), где

Тогда

Вычисляем коэффициенты и по формулам (36) и (37)

Конечное давление во втором приближении определим по формуле (26)



Полученный расчет отличается от предыдущего приближения менее чем на 1 поэтому расчет считается законченным.

Таблица 4. Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Уточняется среднее давление по формуле (27)



Определяем конечную температуру газа

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



2. Выбор ГПА и расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ЭГПА-12,5, оборудованных центробежными нагнетателями 285-22-1.

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

Вычисляем при и значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания по формулам (28) и (29)

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания по формуле (20)

Где



Определяем плотность газа, требуемое количество компрессоров и производительность компрессора при условиях всасывания

где , ,- соответственно температура, коэффициент сжимаемости газа и давление при стандартных условиях.

где - производительность КС;

- номинальная производительность компрессора при стандартных условиях, .

Округляем до .

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем и. Результаты заносим в таблицу 5.



Таблица 5. Результаты расчета и .

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (Рисунок 1).

Рисунок 1. Приведенная характеристика нагнетателя 285-22-1



Вычисляем требуемую степень повышения давления

По характеристике нагнетателя (Рисунок 1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из =1,49 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим .

Аналогично определяем и

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую компрессором

С учетом того, что механические потери мощности составляют 1 % oт номинальной мощности ГПА, определяем мощность на муфте привода

где - механические потери мощности в редукторе и подшипниках компрессора при номинальной загрузке (1% от номинальной мощности привода),



Вычисляем располагаемую мощность ГПА

где - номинальная мощность ГПА,;

- коэффициент технического состояния по мощности, ;

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

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

- коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА, ;

, - соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, принимаем К, т.к. нет данных о конечных координатах прокладываемого газопровода, ;

- расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, МПа.

Проверяем условие .

Условие 7866<12337 выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходе компрессора



3.Принцип работы ГПА

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для использования на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа, а также для обратной закачки газа в пласт при разработке газоконденсатных месторождений.

Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компримирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).

К первой группе относятся ГПА с приводом центробежного нагнетателя от газовой турбины; ко второй - агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе - агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.

Рисунок 2 - Блок ЭГПА-12,5 в разрезе. 1 -- нагнета; 2 -- мультипликатор; 3 -- электродвигатель; 4 -- маслоохладители; 5 -- контейнер



В состав электроприводных ГПА входит следующее основное оборудование (рисунок 2):

- синхронный электродвигатель 1 мощностью от 4 до 25 МВт;

- редуктор 2 (мультипликатор) для ГПА мощностью 12,5 МВт;

- нагнетатель 3 полнонапорный, характерен для мощностей 12,5-25 МВт

Рисунок 3. Принципиальная компоновка ЭГПА в здании компрессорного цеха: 1 - электродвигатель; 2 - редуктор; 3 - центробежный нагнетатель; 4 - обвязка ГПА (краны № 1, 2 и ОК); 5 - местный щит управления; 6 - АВО масла; 7, 8 - кран-балки; 9 - кабельный канал

Все это оборудование, как правило, устанавливается на двух рамах и связано между собой промвалами, передающими крутящий момент от электродвигателя. Кроме этого, в состав ГПА входят: - системы контроля, управления и защиты; - системы масло-смазки, масло-уплотнения; - система электросилового питания.

Рисунок 4. Принципиальная схема ГПА. ОК - осевой компрессор; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; Н - нагнетатель; Р - регенератор; КС - камера сгорания

Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается и топливо (топливный газ). Продукты сгорания из камеры сгорания направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора. Далее продукты сгорания попадают в турбину низкого давления (силовую турбину), вращающую нагнетатель. После силовой турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху за компрессором и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу.

Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала.

Пуск агрегата производится пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе.

Турбодетандер (ТД), или пусковая турбина, предназначен для сообщения валу ТВД и ОК частоты вращения, при которой осуществляется зажигание факела в камере сгорания. Он также является источником дополнительной мощности, необходимой для увеличения частоты вращения турбокомпрессора до выхода ГТУ на режим самоходности.

ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.

В большинстве случаев вращательное движение ротору компрессора ГПА сообщается свободной силовой турбиной ССТ газотурбинного двигателя (ГТД). В ГТД ССТ рабочим телом обеспечивает газовый генератор, состоящий из осевого компрессоре ОК, камеры сгорания КС и турбины высокого давления ТВД. В некоторых газогенераторах для повышения КПД используется также и регенеративный теплообменник РТ. Воздухозаборная камера ВЗК забирает атмосферный воздух и после очистки подает его в входное устройство осевого компрессора. После сжатия в ОК и нагрева в регенеративном теплообменнике РТ воздух поступает в камеру сгорания КС, где к нему подводиться топливный газ. В результате процесса горения в КС образуется продукты сгорания, которые направляются вначале в турбину высокого давления ТВД, а затем в ССТ. Энергия продуктов сгорания при расширении в ТВД и ССТ превращается в механическую энергию вращения ротора этих турбин. В дальнейшем механическая энергия, вырабатываемая ТВД, используется для привода осевого компрессора ОК, а ССТ - для привода центробежного компрессора ЦК, обеспечивающее повышение давления и перемещение технологического газа.

Кроме этого, в состав ГПА входят:

1. Системы контроля, управления и защиты;

2. Системы масло-смазки, масло-уплотнения;

3. Система электросилового питания.

Рисунок 5. Нагнетатель 285-22-1 установки ЭГПА-12,5



4.Разработка технологической схемы КС

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

1. Приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;

2. Очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтрах-сепараторах;

3. Распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

4. Охлаждения газа после компремирования в АВО газа;

5. Вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;

6. Подачи газа в магистральный газопровод;

7. Транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

8. При необходимости сброса 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:

ѕ Схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;

ѕ Схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

На рисунке 6 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей.

По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром D_N 1000 мм 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.

Из узла подключения газ двумя входными шлейфами при открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей - коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется двумя трубопроводами на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения и далее по двум шлейфам через открытые краны № 8 и 8а в магистральный газопровод.

Рисунок 6. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА



5.Спецраздел

газопровод станция мощность

5.1 Установка подготовки пускового газа

Система топливного и пускового газа предназначена для подачи газа с требуемым давлением и в необходимом количестве к газоперекачивающим агрегатам.

Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и пневмоцилиндрам для перестановки кранов топливного и пускового газа, а также к контрольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА.

В качестве топливного, пускового и импульсного газа используется транспортируемый газ. Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха в зимний период при аварийной остановке подогревателей топливного газа, Для первоначального запуска ГПА отбор газа производят из газопровода.

В БТПГ входят:

- два сепаратора первой ступени диаметром 800 мм, Р= 6,4 МПа;

- два подогревателя газа ПГА-10;

- два сепаратора второй ступени для топливного газа диаметром 800 мм, Р=1,6 МПа;

- один блок-бокс редуцирования топливного и пускового газа ГБКС.030.00.00.000 СПКБ ПНГСМ;

- узел регулирования импульсного газа (дросселирование до давления 1,66 МПа);

- блок адсорберов, Р= 5,39 МПа;

- приборы КИПиА;

- фильтры тонкой очистки топливного и пускового газа.

Пусковой газ после блока редуцирования с давлением 0,78 - 0,98 МПа направляется в коллектор пускового газа компрессорного цеха диаметром 200 мм.

Рисунок 7. Схема подачи топливного и пускового к газотурбинным установкам

Пусковой газ из системы редуцирования, где снижается его давление до 1,0--1,5 МПа, поступает через краны № 11 и 13 на вход м турбодетандер, где расширяется (давление снижается до атмосферного) и совершает полезную работу, идущую на раскрутку I компрессора и турбины высокого давления.

Системы пускового, топливного и импульсного газа на КС могут- различаться не только уровнем давлений, но и конструктивно. В последние годы широкое применение нашли блочные установки.



Заключение

В курсовом проекте был произведен технологический расчёт магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции. Плановый объем транспортируемого газа , протяженность газопровода составляет . В ходе расчета были получены следующие результаты:

1. Рабочее давление в газопроводе . Для строительства газопровода приняли трубы диаметром , с толщиной стенки трубы , изготовленные по ТУ 14-3р-01-94 из стали К60. Расчетное число компрессорных станций , расстояние между ними .

2. Суточная производительность компрессорной станции .

3. На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ЭГПА-12,5, оборудованных центробежными нагнетателями 285-22-1. Плотность газа при условиях всасывания , требуемое количество нагнетателей , производительность нагнетателя при условиях всасывания , расчетная частота вращения вала нагнетателя об/мин, мощность на муфте привода , температура газа на выходе ЦН .



Список использованной литературы

1.СП 33.13330.2012 Расчет на прочность стальных трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 2.04.12.86*.

2.СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.

3.Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа: справочник / Барцев И.В., Сальников С.Ю., Синицын Н.С., Цегельников Л.С., Шинтяпин Р.В., Щуровский В.А. - Научно исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО «ВНИИГАЗ»), 2005. - 128 с.

4.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник для вузов / Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

5.Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов: Учебно-практическое пособие/ Под общей ред. Ю. Д.

Земенкова. - М.: Инфа-инженерия, 2006-2008

6.Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов [Текст]: Учебное пособие/ Под общей редакцией д.т.н., проф. Л.И.Быкова. - Санкт-Петербург: Недра. 2006. - 824 с.

7.Ульшина К.Ф. Технологический расчет магистрального газопровода. Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Эксплуатация насосных и компрессорных станций» для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» очной и заочной форм обучения. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. - 56 с.

Размещено на Allbest.ru

...