Проектирование и эксплуатация компрессорных станций

Курсовая работа

Тема: «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций»

Задание

электропередача станция пылеуловитель технологический

Выполнить проект КС производительностью 16.5 млрд/год, расположенный в районе города Челябинск и предназначенный для транспорта газа месторождения «Оренбугское» по трубопроводу диаметром 1420 мм и протяженностью 1480 км. Вблизи КС 2 источников электростанции, удаленных от станции на расстояния 27 км и 165 км.

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.

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

1. Определение исходных расчетных данных

Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:

=?50,3млнм³/сут

=0.95*0.98*0.97=0.903

где Q_год — годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд. м³/год;

— коэффициент использования пропускной способности газопровода;

K_рс, K_эт — 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, K_рс =0,95, K_эт=0,98;

— коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается по приложению I.=0,97

Так как производительность КС более 15 млн м³/год, то выбираемГПА с центробежным нагнетателем

После определения экономичного типа компрессорной машины для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС-то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС.

При производительности КС более 15 млн. м³/сут для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС — с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием.

Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин (приложение 2), степень сжатия КС е и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На основе значений о и С_крассчитывается комплекс.

По приложению 19 определяем приведенные затраты на КС.

Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:

С_к=Э+E*K, где

Э — эксплуатационные затраты на станции, тыс. руб./год;

К — капиталовложения в КС, тыс. руб.;

Е — отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15 1/год.

Э=n*а_э+n_p*b_Э+с_Э;

К=(n+n_p)*a_К+b_К;

n — число рабочих ГПА на станции;

n_p — число резервных ГПА;

а_Э, b_Э, c_Э, а_К, b_К — коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции.

1) ГТК—10—2 (2+1)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=2*686+1*218+583=2173

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(2+1)*1537+7813=12424

С_К=Э+E*K=2173+0.15*12424=4036.6

ч=С_К*=4036.6*

2) ГТК—10—2 (4+2)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=4*686+2*218+583=3763

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(4+2)*1537+7813=17035

С_К=Э+E*K=3763+0.15*17035=6318.25

ч=С_К*=6318.25*

3) ГТК—5 (3+1)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=3*385+1*94+249=1498

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(3+1)*986+4371=8315

С_К=Э+E*K=1495+0.15*8315=2742.25

ч=С_К*=2742.25*

4) ГТ—5 (6+2)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=6*385+2*94+249=2747

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(6+2)*986+4371=12259

С_К=Э+E*K=2747+0.15*12259=4585.85

ч=С_К*=4585.85*

Выбираем ГТК-10-2 с двухступенчатым сжатием с числом машин 4+2, т.к. у него наименьшее значение комплекса ч=

2. Расчет требуемого напора ПНПС

Устанавливаемая мощность машин равна 60 Мвт, поэтому в качестве электропривода берем 6 машин СТД-6000 (прил. 19).

Рассчитываем комплекс затрат для электропривода:

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=4*1150+2*220+567=5607

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(4+2)*805+6647=11477

С_К=Э+E*K=5607+0,15*11477= 7328.5

ч=С_К*=19342.5

Для электрообеспечения электропривода выбираем 2 независимых источников, находящихся на расстоянии 27 км и 165 км.

Экономически целесообразное напряжение на ЛЭП 35 и 110кВ.

2.1 Расчет затрат на сооружение ЛЭП

З=()*С_ЛЭП*С_Т*n_ЛЭП, где

З — затраты на сооружение ЛЭП;

l₁ и l₂ — расстояния до независимых источников энергии;

С_ЛЭП — стоимость ЛЭП;

С_Т — стоимость трансформаторной подстанции;

n_ЛЭП — количество трансформаторных подстанций.

27*9+165*15+15+110=2861 тыс. р.

Рассчитываем стоимость электроэнергии, расходуемой на привод ГПА КС:

,

гдеN_УСТ — установленная мощность КС (суммарная номинальная мощность всех резервных и рабочих ГПА), кВт;

N_Ф — фактический расход электроэнергии, кВтч;

П₁ — основная плата, руб./кВт;

П₂ — дополнительная плата, коп/(кВтч)

=*8760*0.903=193721144

S_Э==36000*36+193721144*0.9*=3039.49 т.р.

Определяем расход газа на собственные нужды:

q_CH=?q_ТГ+q_TH+q_Э

где ?q_ТГ — суммарный расход топливного газа для рабочих ГПА, тыс. м³/ч.

q_TH — расход газа на технологические нужды и технические потери КС и предшествующего линейного участка газопровода, тыс. м³/ч;

q_Э — расход газа электростанциями собственных нужд, тыс. м³/ч.

Рассмотрим случай, когда машина работает в ном. режиме, т.е.q_ТГ=

q_ТН=Н_ТН*N_уст*=0,02*6000*=1.2

q_Э=N_раб**Н_Э=24000**0,75=18 /ч

?q_ТГ=+n_М=4*3.7=14.8 тыс. /ч

N_УСТ — номинальная установленная мощность КС, кВт;

H_ТН — средний удельный расход, принимаемый по таблице, /кВт*ч (0,02);

N_раб — рабочая мощность мощность электростанции, кВт (40000);

Н_Э — средний удельный расход для газотурбинных электростанций (0,75);

— номинальный расход топливного газа, тыс. /ч;

n_м — количество работающих машин.

Стоимость газа за год на собственные нужды:

Q_ГГ=129921*9,5=1233252 руб.=1233.2 тыс. руб.

Общие затраты на ГТУ:

З_ГТУ=С_ГГ+ч=1233+10267=11500 тыс. руб.

Общие затраты при установлении электропривода:

З_СТД=+З+S_Э=19342+2861+3039=25242

Т.к. З_СТД>З_ГТУ, то выбираем в качестве установок газотурбинные машины с количеством 4 работающих и 2 резервных (ГТК-10-2)

2.2 Расчет располагаемой мощности

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

где — номинальная мощность ГТУ, кВт;

— коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;

— коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;

— коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы;

— коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла выхлопных газов;

Р_а — расчетное давление наружного воздуха (приложение 9) МПа;

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

Т_а — средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К;

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

По приложению 7 и 9:

=6,00 МВт; =288 К; =3,7; =0,95; =0,985; =1; =0,0969МПа

1) Рассчитываем ном. мощность ГТУ при среднегодовой t°окр. воздуха:

=1,5°C;

=273+1,5=274,5 К

=****(1-)=6,00*0,95*1*0,985 (1-3,7)=5,963 МВт

При >273:

5.963?7.249

2) Рассчитываем ном. мощность ГТУ при самой жаркой t° окр. воздуха:

=18.1°C;

=273+18.1=291 К

Д=291+5=296.5 К

=8.6*0.956=8,23 МВт

При >273:

5.9?7.249

3) Рассчитываем ном. мощность ГТУ при самой холоднойt° окр. воздуха:

=-16.4°C;

=273-16,4=256,6 К

=****(1-)=5.61*0.956*1*0.985 (1-3.7)=4.794 МВт

При <273:

4.794?7.249

Расчетная мощность по среднегодовой температуре удовлетворяет энергетическим требованиям, поэтому необходимое значение мощности добивается путем изменения режимов работы ГТУ.

3. Расчет режима работы нагнетателя

3.1 Расчет режима работы нагнетателя I ступени сжатия

1) Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия

где Т_в1 и Т_вх-температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС;

Р_в1 и Р_вх — давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;

ДР_вх — потери давления во входных технологических коммуникациях КС (приложение 8), МПа.

2) Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели

где R — газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К;

Д — относительная плотность газа по воздуху (0,59);

с_н и с_воз — плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт. ст.), кг/м³ (1,205);

Р_в1 — давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;

с_{в1 —} плотность газа при условиях всасывания, кг/м³;

Z₁ — коэффициент сжимаемости газа при усл. всасывания (по прил. 20а ?0,88).

R==486.44

==0,59*1,205=0,71

=*=26.8

3) Определение объемной производительности нагнетателя в м³/мин

где Q — производительность нагнетателя, м³/сут;

Q_кс — производительность КС, м³/сут;

К — количество параллельно работающих нагнетателей.

Q=Q_кс/2=50.3/2=25.15

==*=462.7/сут

4) Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя

По приложению 21Q_min=350 и Q_max=590, по прил. 16 n_Н=4800 об./мин.

n_min=n_Н; n_max=n_Н

n_min=4800=3764.339 об./мин.

n_max=4800=6345.6 об./мин.

где n_н — номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

Q_пр.min и Q_пр.max — минимальное и максимальное значения Q_пр, соответствующее зоне приведенной характеристики с з_пол?0,8;

n_Tmin и n_Tmax — минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины

5) Определение приведенной производительности нагнетателя

6) Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

По прил. 21 =0,91; =293 К; =491 Дж/кгК; =0.92.

где Z_пр, R_пр, T_пр — параметры газа с приведенной характеристики

7) Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарант. безпомпажная работа при соблюдении неравенства

или =1,1?1,007 — условие выполняется.

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

8) Определение степени сжатия нагнетателе е и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя.

е=1.3=260

9) Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

кВт

10) Определение потребной мощности для привода нагнетателя

где — механический к.п.д. нагнетателя и редуктора (если имеется); для электроприводных ГПА должен приниматься равным 0,96, для газотурбинных — определяться по приложению 7 (0,99)

Так как N?1,15, то условие выполняется.

11) Расчет параметров газа навыхода нагнетателей первой ступени сжатия

где P_н1 и T_н1 — давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

4. Подбор пылеуловителей

По приложению 10 выбираем циклонный пылеуловитель ГП 106.00

Число пылеуловителей при данной температуре и плотности выбираем по левому графику.

К=0,94

По графику Q_min=3.2 и Q_max=4

Из условия, Q= 16.5 млрд/год=50.3 млн./сутки ==53.51

=3.6

14*4.2=58.8. Если 1 машина выходит из строя, то 13*4.2=54.6>53.5

Выбираем 14 пылеуловителей с производительностью Q=4.2 млн/сутки

5. Разработка технологической схемы КС

Технологическая схема КС представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции, которая объединяет данные объекты в одно целое и придает им определенные функциональные возможности. К основным технологическим объектам относятся; компрессорный цех, установка очистки газа, установки охлаждения газа, узел подключения КС к газопроводу, установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд.

Технологическая схема КС разрабатывается, начиная со схемы компрессорного цеха (КЦ).

Технологическая схема КЦ с центробежными нагнетателями

В основу технологической схемы КЦ закладывается схема соединения газоперекачивающих агрегатов, определенная технико-экономическим расчетом в п. 3.1. Данная схема детализируется по отдельным ГПА с использованием типовых решений, изображенных в приложении 12.

При неполнонапорных нагнетателях и двухступенчатом сжатий на КС технологическая схема КЦ может быть выполнена в двух вариантах — по типовой и коллекторной схеме.

Особенность коллекторной схемы — использование для обвязки ГПА трех коллекторов: всасывающего, промежуточного и нагнетательного. Промежуточный коллектор является нагнетательным коллектором для первой ступени сжатия и, одновременно, всасывающим коллектором для второй ступени сжатия.

С помощью коллекторной схемы создается возможность использовать расположенные по концам или в середине цеха агрегаты как в первой, так я во второй ступенях сжатия. Это обеспечивает повышенную гибкость резервирования.

При разработке обвязки отдельных нагнетателей между нагнетателем и врезками пускового контура обвода с кранами №3^бис и свечи с краном №5 следует предусматривать люки-лазы с внутренним диаметром 500 мм для установки шаров-разделиталей (конструктивно люки-лазы представляют собой трубопровод длиной 500-600 мм, вваренный перпендикулярно к нагнетательному и всасывающему трубопроводом нагнетателя).

На трубопроводе входа газа в нагнетатель после люка-лаза на первоначальный период эксплуатации устанавливается защитная решётка.

Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя (при ремонтах) следует устанавливать сливные вентили D_у = 25 мм между кранами №1 и №2 и нагнетателем, а для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) — свечи.

На линии заполнения нагнетателя газом (обвод. крана №1) предусматривается два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом, а также дроссельная шайба.

пылеуловитель компрессорный станция электропередача

Список литературы

1. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром, М., 1985.

2. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. М., Недра, 1978.

3. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Уч. пособие. М., Недра, 1982.

4. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. проф. Юфина В.А.М., Недра.1978.

5. Транспорт и хранение нефти и газа. Под ред. проф. Константинова Н.Н. и проф. Тугунова П.И.М., Недра, 1975.

6. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К., Л., Недра, 1977.

7. Суринович В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. М., Недра, 1986.

8. Ходанович В.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М., Недра, 1971.

9. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М., Энергия, 1977.

10. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1970.

11. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М., Недра, 1981.

12. СНиП 2.05.06 — 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

13. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра, 1977.

14. Вольский В.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра, 1970.

15. Рубинов Н. 3. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.

16. Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М., Недра, 1987.

17. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред. Бармина С.Ф.Л., Недра, 1974.

18. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М., Недра, 1973.

19. СНиП 2. 01. 01 — 82. Строительная климатология и геофизика.

20. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. М., ВНИИнефтемаш, 1982.

21. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов. Справочное пособие. Загорученко В.А., Бикчентай Р.З., Вассерман А.А. и др. М., Недра, 1980.

22. Язик А.А. Системы и средства охлаждения природного газа. М., Недра, 1986.

23. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. Крылов В.Г., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И.Л., Недра, 1985.

24. Фурман И.Я. Экономика магистрального транспорта газа. М., Недра, 1978.

25. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Уч. пособие. Тюмень, ТюмГНГУ, 1996.

26. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию. Тюмень, ТюмГНГУ, 2000.