moy_KuRsOvIk

Содержание
13 TOC \o "1-2" \n \u 14Введение 3
1 Определение исходных расчетных данных 4
2 Подбор основного оборудования компрессорного цеха 7
3 Расчет режима работы КС 11
3.1 Расчет располагаемой мощности привода. 11
3.2 Расчет первой ступени сжатия КС. 13
4 Подбор основного оборудования 19
4.1 Подбор пылеуловителей 19
4.2 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа 22
Список использованной литературы 31
15Приложение 32

Введение
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его сжатии.
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных затрат по этим системам.
Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов, установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

1 Определение исходных расчетных данных
Задание: выполнить проект КС производительностью Q=29,7 млрд.м3/год., расположенной в районе города Берёзово, предназначенной для транспорта газа с месторождения Тазовское по трубопроводу диаметра D=1420 мм. и протяженностью L=346 км. Вблизи КС находятся 3 источника электроэнергии, удаленных от станции на расстояния l1=37 км., l2=186 км., l3=447 км.
Исходными данными являются: состав газа, расчетные температуры газа и воздуха, вязкость и плотность газа, газовая постоянная, расчетная производительность КС.

Параметры газа и расчетные температуры принимаем по [3].
Состав газа:
Компонент
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12 + высшие
СО2
N2
+редкие
H2S

Объемная доля, %
98,6
0,1
0,03
0,02
0,01
0,2
1
-


Относительная плотность газа по воздуху
· = 0,562.

Удельная теплота сгорания q = 33100 кДж/м3.

Средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период tа = -4 0С (при проектировании КС расчеты ведутся для среднегодовых значений Та).

Средняя температура газа tг принимается равной средней температуре грунта tср на глубине заложения трубопровода 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415. (1.1)

При D = 1,42 м глубина заложения трубопровода равна

13 EMBED Equation.3 1415м.

На данной глубине среднегодовая температура грунта по [3] равна tср=2,8 0C; следовательно, принимаем tг = tср = 2,8 0C.

Определение плотности газа:

13 EMBED Equation.3 1415; (1.2)

где13 EMBED Equation.3 1415– плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 0С и P = 760 мм.рт.ст.), кг/м3, принимаем 13 EMBED Equation.3 1415 = 1,205 кг/м3;
· - относительная плотность газа по воздуху.

13 EMBED Equation.3 1415 кг/м3.

Определение газовой постоянной:

13 EMBED Equation.3 1415; (1.3)

где R – газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/(кг·К);
· - относительная плотность газа по воздуху.

13 EMBED Equation.3 1415 Дж/(кг·К).

Определение расчетной суточной производительности КС:

13 EMBED Equation.3 1415, млн. м3/сут; (1.4)

где Qгод – годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, млрд. м3/год; К0н – коэффициент использования пропускной способности газопровода, определяется по формуле (1.4):

13 EMBED Equation.3 1415; (1.5)

где Кро, Кэт – 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, принимаем по [4] Кро = 0,95, Кэт = 0,98; К0н.д. – коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимаем по таблице 19 [4] К0н.д.=0,94.
13 EMBED Equation.3 1415
Таким образом, суточная производительность КС по формуле (1.4):

13 EMBED Equation.3 1415 млн. м3 /сут.

Определение расчетного атмосферного давления.

Атмосферное давление в нормальных условиях зависит от высоты расположения КС над уровнем моря. По географической карте принимаем отметку г.Берёзово, равную 30 м над уровнем моря.
Интерполируя данные приложения 9 [2] получаем расчетное давление наружного воздуха:

13 EMBED Equation.3 1415= 0,0997 МПа.

2 Подбор основного оборудования компрессорного цеха
К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины (КМ) и приводящие их двигатели. Для транспорта газа применяется в основном центробежные нагнетатели и поршневые компрессоры – газомотокомпрессоры (ГМК) Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального применения.
При производительности КС 13 EMBED Equation.3 1415= 92,98 млн.м3/сут., что более 15 млн.м3/сут., нагнетатели экономичнее ГМК, следовательно, в качестве типа компрессорных машин принимаем центробежные нагнетатели.
Далее определяется оптимальный вариант КС – то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа предварительно выбирается 313 EMBED Equation.3 14154 машины, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находиться в пределах 213 EMBED Equation.3 14156 - для нагнетателей. Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы не должны иметь политропический КПД ниже 0,8.
В качестве привода на КС обычно применяются поршневые газовые двигатели, газовые турбины, электродвигатели. Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и газотурбинными установками. Для применения электропривода центробежных нагнетателей независимых источников электроэнергии должно быть как минимум 2.
При производительности КС более 15 млн.м3/сут для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два варианта КС – с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием (для полнонапорных нагнетателей рассматривается один вариант – с одноступенчатым сжатием).
Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин, степень сжатия КС 13 EMBED Equation.3 1415 и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода 13 EMBED Equation.3 1415. На основе значений 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 рассчитывается комплекс:
13 EMBED Equation.3 1415. (2.1)

Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса (2.1).

Число резервных машин выбирается по табл. 20 [4].

На основании всего выше сказанного предварительно по приложению 16 [2] выбираем следующие ГПА: ГТК-10 И, Коберра-182, СТД-4000, ГТК-5, ГТ-700-4 и ГПА-Ц-6,3.

Из предварительного анализа следует, что ГПА типов ГТ-700-4 и ГПА-Ц-6,3 можно сразу отбросить, так как они имеют сравнительно низкий кпд.

ГПА ГТК-10 И и Коберра-182 полнонапорные, следовательно, рассматриваем только одноступенчатое сжатие; ГПА СТД-4000 и ГТК-5 неполнонапорные, следовательно, рассматриваем одно и двухступенчатое сжатие.

Данные по количеству принятых ГПА приведены в табл. 1.
Таблица 1
Тип привода
Газотурбинный привод
Электропривод

Тип ГПА
ГТК-10 И
Коберра-182
ГТК-5
СТД-4000

Тип ЦБН
RLC-802/24
RF 2BB-30
260-13-2
280-11-1

Подача, млн.м3/сут
17,2
21,8
14,0
13,0

Суммарная подача, млн.м3/сут
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415,0
13 EMBED Equation.3 1415,0

1 ступень сжатия
Рабочие
4
3
5
5


Резервные
2
2
2
2

2 ступени сжатия
Рабочие
-
-
10
10


Резервные
-
-
-
-


Из первоначального анализа количества рабочих и резервных ГПА отпадают варианты 2-х ступенчатного сжатия для СТД-4000 и ГТК-5, так как количество рабочих агрегатов выходит за допустимый интервал 213 EMBED Equation.3 14156.


Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле (2.2):

13 EMBED Equation.3 1415 тыс. руб./год; (2.2)

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.
Эксплуатационные затраты на станции:

13 EMBED Equation.3 1415, тыс. руб./год, (2.3)

где n - число рабочих ГПА на станции;
13 EMBED Equation.3 1415 - число резервных ГПА на станции;
13 EMBED Equation.3 1415-коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимые от числа ГПА на КС.

Капиталовложения в КС:

К = (n+13 EMBED Equation.3 1415)·13 EMBED Equation.3 1415, тыс. руб. (2.4)

В качестве примера приведем расчет приведенных затрат на КС для ГПА типа ГТК-5. Остальные ГПА рассчитываются аналогично по методике изложенной выше. ГПА, для которых отсутствуют необходимые данные (в данном случае это Коберра-182), рассчитываются путем интерполяции соответствующих коэффициентов по мощности. Для учета местности значения Э и К необходимо корректировать по примечанию к приложению 19 [2].
Результаты расчетов сведем в таблицу 2.
ГПА типа ГТК-5, 5 параллельно соединенных центробежных нагнетателя типа ЦБН –260-13-2 с подачей 14,0 млн. м3/сут.

Численные значения коэффициентов по приложению 19 [2]:

аэ = 385, bэ = 94, сэ = 249, ак = 986, bк = 4371.

Одноступенчатое сжатие: n = 5, 13 EMBED Equation.3 1415= 2.

Э = 5·385 + 2·94 + 249 = 2362 тыс. руб/год.

К = (5+2)·986 + 4371 = 11273 тыс. руб.

Ск = 2362·1,5 + 0,15·11273·2 = 6925 тыс. руб/год.
Степень сжатия:

13 EMBED Equation.3 1415;
(2.5)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - давление нагнетания, МПа (определяется по прил.16 [2]);
13 EMBED Equation.3 1415- давление на входе в нагнетатель, (определяется по прил.16 [2]) МПа.

13 EMBED Equation.3 1415.

13 EMBED Equation.3 1415 = 13 EMBED Equation.3 1415= 19572 тыс.руб/год.
Таблица 2
Расчет приведенных затрат

Тип ГПА
n
13 EMBED Equation.3 1415
Э
К
Ск
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415

ГТК-5 (1 ступень)
5
2
2362
11273
6925
1,244
19572

ГТК-10 И (1 ступень)
4
2
3710
18160
11013
1,508
19653

Коберра-182 (1 ступень)
3
2
3780
21302
12196
1,5
21953

СТД-4000 (1 ступень)
5
2
4280
9251
9195
1,25
25543


Из анализа таблицы 2 можно заключить, что приведенные затраты на электроприводной ГПА СТД-4000 значительно выше (примерно на 30 %), следовательно, даже без учета строительства ЛЭП и трансформаторной подстанции, а также расхода топливного газа газотурбинный привод для данной КС будет выгоднее.
Наиболее оптимальным вариантом является компрессорная станция с газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-5 с ЦБН 260-13-2 с использованием пяти параллельно установленных нагнетателей, так как ему соответствует наименьшее значение комплекса (2.1). Но по результатам расчета режима работы КС по методике, изложенной в разделе 3 данной курсовой, у данного ГПА на расчетном режиме наблюдается помпаж, что недопустимо. Следовательно, необходимо взять другой ГПА с наиболее близкими экономическими показателями (ГТК-10 И), что и было сделано.
Итак, принимаем вариант с ГПА ГТК-10 И с ЦБН RLC-802/24 с использованием 4-х параллельно установленных нагнетателей.
3 Расчет режима работы КС
Расчет режима работы КС производится при проектировании станций и газопроводов, а также при их эксплуатации.
Расчет состоит в определении мощности N, потребляемой каждой КМ, и мощности 13 EMBED Equation.3 1415,развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:

13 EMBED Equation.3 1415.

Экономичность при 13 EMBED Equation.3 1415 и следующих условиях:

13 EMBED Equation.3 1415> 0,8; 0,9 .13 EMBED Equation.3 1415, при 13 EMBED Equation.3 1415>273К; (3.1)

13 EMBED Equation.3 1415> 0,8; 0,85.13 EMBED Equation.3 1415, при 13 EMBED Equation.3 1415<273К; (3.2)

где 13 EMBED Equation.3 1415- давление на входе КС или требуемое давление на выходе станции, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415- давление на выходе КС;
13 EMBED Equation.3 1415- политропический К.П.Д., определяемый по приведенной характеристике нагнетателя;
13 EMBED Equation.3 1415- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по справочным данным [3], К.
При проектировании КС 13 EMBED Equation.3 1415 рассчитывается для среднегодовых значений Та.

3.1 Расчет располагаемой мощности привода.

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

13 EMBED Equation.3 1415, кВт; (3.3)

где 13 EMBED Equation.3 1415- номинальная мощность ГТ, кВт;
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент, учитывающий влияние противообледнительной системы;
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
13 EMBED Equation.3 1415 - расчетное давление наружного воздуха, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в ГТУ, К;
13 EMBED Equation.3 1415= 13 EMBED Equation.3 1415+13 EMBED Equation.3 1415; (3.4)

где 13 EMBED Equation.3 1415- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К;
13 EMBED Equation.3 1415- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ, 13 EMBED Equation.3 1415=5 К.
Значения 13 EMBED Equation.3 1415 принимаем по табл. 23 [4].
Численное значение 13 EMBED Equation.3 1415 при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимать равным 0,985, а kоб при выполнении курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности 13 EMBED Equation.3 1415 не должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать:

13 EMBED Equation.3 1415, кВт. (3.5)

Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:

13 EMBED Equation.3 1415= 269 + 5 = 274 К.

Расчет режима работы производим для принятого варианта КС с газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10 И с ЦБН RLC-802/24.
Определим располагаемую мощность ГТУ:

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415кВт.

3.2 Расчет первой ступени сжатия КС.

3.2.1 Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия.

13 EMBED Equation.3 1415; (3.6)

13 EMBED Equation.3 1415; (3.7)

где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени и на входе КС, К;
13 EMBED Equation.3 1415и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415 - потери давления во входных технологических коммуникациях КС, принимаются по табл. 1 [4], МПа.
В данном случае 13 EMBED Equation.3 1415 не учитывается, так как из прил.16 [2] берется Рвх в первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления, поэтому:

13 EMBED Equation.3 1415= 4,86 МПа;

13 EMBED Equation.3 1415 МПа;

13 EMBED Equation.3 1415= 278,5 К.

3.2.2 Расчет плотности газа при условиях всасывания.

13 EMBED Equation.3 1415; (3.8)

где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/(кг·К);
13 EMBED Equation.3 1415 - давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, Мпа;
13 EMBED Equation.3 1415 - плотность газа при условиях всасывания кг/м3;
z1 - коэффициент сжимаемости газа при условии всасывания, определяем по номограмме (приложение 20а [2]) z1 = 0,8915;

13 EMBED Equation.3 1415= 38,33кг/м3.





3.2.3 Определение объемной производительности нагнетателя.

13 EMBED Equation.3 1415; (3.9)

13 EMBED Equation.3 1415; (3.10)

где k - количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС, м3/сут;
Q – производительность нагнетателя, м3/сут;
13 EMBED Equation.3 1415- объемная производительность нагнетателя, м13 EMBED Equation.3 1415/мин;

13 EMBED Equation.3 1415= 23,25 м3/сут;

13 EMBED Equation.3 1415= 186,5 м3/мин.

3.2.4 Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя.
а) из условия экономичности работы нагнетателя:

13 EMBED Equation.3 1415 , об/мин. (3.12)

где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415- минимальное и максимальное значение 13 EMBED Equation.3 1415, соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с 13 EMBED Equation.3 1415, м3/мин;
По приложению 21 [2] определяем:

13 EMBED Equation.3 1415= 150 м3/мин и 13 EMBED Equation.3 1415=265 м3/мин.

Учитывая необходимость беспомпажной работы нагнетателя корректируем 13 EMBED Equation.3 1415. Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства

13 EMBED Equation.3 1415; (3.13)

где 13 EMBED Equation.3 1415- приведенная производительность нагнетателя, м3/мин;
13 EMBED Equation.3 1415- значение 13 EMBED Equation.3 1415 из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости 13 EMBED Equation.3 1415 для рассматриваемого значения 13 EMBED Equation.3 1415, а при отсутствии максимума у зависимости 13 EMBED Equation.3 1415- минимальному значению 13 EMBED Equation.3 1415 из приведенной характеристики.
Ориентировочно приняв 13 EMBED Equation.3 1415= 1 получим:
13 EMBED Equation.3 1415= 150 м3/мин;

13 EMBED Equation.3 1415 м3/мин.

По приложению 16 [2] определяем:

13 EMBED Equation.3 1415= 6500 об/мин.

По формуле (3.12) определяем:
13 EMBED Equation.3 1415 об/мин;
13 EMBED Equation.3 1415 об/мин;

Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного условия:
13 EMBED Equation.3 1415= 4575 13 EMBED Equation.3 1415 7347 об/мин.

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя.

13 EMBED Equation.3 1415

где i – передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины с валом нагнетателя, в данном случае i = 1;
13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины.

По приложению 16, [2] определяем:

13 EMBED Equation.3 1415 = 3250 13 EMBED Equation.3 1415 6820 об/мин.
Следовательно, исходя из отмеченных условий принимаем рабочий интервал регулирования:

13 EMBED Equation.3 1415 = 4575 13 EMBED Equation.3 1415 6820 об/мин.

3.2.5 Определение приведенной производительности нагнетателя.

13 EMBED Equation.3 1415, м3/мин; (3.14)

где 13 EMBED Equation.3 1415- объемная производительность нагнетателя, м3/мин;
13 EMBED Equation.3 1415- номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;
n - потребная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

В ходе расчета было установлено, что оптимальный режим по мощности и степени сжатия наблюдается при регулировании частоты оборотов в сторону уменьшения на 170 об/мин.

Принимаем n = 13 EMBED Equation.3 1415 - 170 = 6330 об/мин.

13 EMBED Equation.3 1415 = 192 м3/мин.

3.2.6 Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя.

13 EMBED Equation.3 1415; (3.15)

где 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 - параметры газа с приведенной характеристики нагнетателя ГТК-10-И
13 EMBED Equation.3 1415 - параметры газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия определенные в п. 3.2.1.
13 EMBED Equation.3 1415 = 0,9; 13 EMBED Equation.3 1415 = 491 Дж/(кг·К); 13 EMBED Equation.3 1415 = 288 К.

13 EMBED Equation.3 1415 = 0,9756.




3.2.7 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа.

Как уже отмечалось, нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства (3.13).

При данных параметрах имеем:

13 EMBED Equation.3 1415 = 150 м3/мин;

13 EMBED Equation.3 1415; (3.16)

Следовательно, условие безпомпажной работы выполняется.

3.2.8 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя.

По прил.21 [4] находим:

13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415 = 250 кВт/(кг/м3).

3.2.9 Расчет мощности потребляемой нагнетателем.

13 EMBED Equation.3 1415, кВт; (3.17)

Ni = 250. 39,379 . 0,97353 = 9211 кВт.

3.2.10 Определение потребной мощности для привода нагнетателя

13 EMBED Equation.3 1415; (3.18)

где 13 EMBED Equation.3 1415- механический к.п.д. нагнетателя. По прил.7 [2] 13 EMBED Equation.3 1415=0,99.

13 EMBED Equation.3 1415 кВт.
Проверка условия:

0,9 .13 EMBED Equation.3 1415; (3.19)

0,9 . 10354 13 EMBED Equation.3 1415 9793,7 13 EMBED Equation.3 1415 10354.

Условие возможности транспорта газа в заданном количестве соблюдается.


3.2.11 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени

13 EMBED Equation.3 1415; (3.20)

13 EMBED Equation.3 1415. (3.21)

где 13 EMBED Equation.3 1415и 13 EMBED Equation.3 1415 - давление и температура газа на выходе первой ступени нагнетателей, МПа и К соответственно.
13 EMBED Equation.3 1415и 13 EMBED Equation.3 1415 - давление и температура газа на входе первой ступени нагнетателей, МПа и К;
13 EMBED Equation.3 1415- степень сжатия нагнетателей;
13 EMBED Equation.3 1415 - политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению 13 EMBED Equation.3 1415.

13 EMBED Equation.3 1415 = 0,8;

13 EMBED Equation.3 1415 = 13 EMBED Equation.3 1415 МПа;
13 EMBED Equation.3 1415 = 13 EMBED Equation.3 1415 = 312,73 К.


Окончательно принимаем вариант КС с ГПА типа ГТК-10 И с ЦБН RLC-802/24
· с 1-но ступенчатым сжатием при числе рабочих ГПА равным 3 и 2 резервным агрегатам.
4 Подбор основного оборудования
4.1 Подбор пылеуловителей

Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется двухступенчатая очистка газа с использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная очистка предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в основном после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий, а также после подводных переходов протяженностью более 500 метров, подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в ПУ. В качестве ПУ на КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные. Очистка газа от примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа с маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на поверхности масла. В циклонных ПУ освобождение газа от примесей производится с помощью сил, создаваемых в аппаратах за счет их особой конструкции. Преимущественное применение в настоящее время находят аппараты циклонного типа. Расчет потребного количества циклонных ПУ для установок очистки газа на КС производится на основе характеристик данных аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует давлению на входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его максимально и минимально допустимые производительности - 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3, полученные значения корректируются по характеристике пылеуловителя. По уточненным значениям производительностей определяется потребное число ПУ таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности 13 EMBED Equation.3 1415, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности 13 EMBED Equation.3 1415. При этом для любого режима работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативную величину.


4.1.1 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП.106.00.

Рабочее давление пылеуловителя по п. 3.2.1:

13 EMBED Equation.3 1415; (4.1)

где 13 EMBED Equation.3 1415- рабочее давление пылеуловителя, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415- давление на входе КС, МПа;

Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по приложению 10 [2]. Он зависит от плотности газа при стандартных условиях13 EMBED Equation.3 14150,693 кг/м3 и температуры 13 EMBED Equation.3 14152,8 оС.

Коэффициент изменения производительности ПУ = 0,85.

По приложению 10 [2] определяем:

13 EMBED Equation.3 1415= 4,4 млн. м3/сут

13 EMBED Equation.3 1415= 7,6 млн. м3/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415млн. м3/сут.

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415млн. м3/сут.

Количество пылеуловителей находим по формуле:

13 EMBED Equation.3 1415, шт. (4.3)

13 EMBED Equation.3 1415, шт. (4.4)

где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.;
Q - суточная производительность КС, млн. м13 EMBED Equation.3 1415/сут
13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей, млн. м3/сут

Q = 92,98 млн. м3/сут

13 EMBED Equation.3 1415 шт., принимаем 25 шт.

13 EMBED Equation.3 1415 шт., принимаю 15 шт.

13 EMBED Equation.3 1415-13 EMBED Equation.3 1415= 15 - 25 шт.

Принимаем n = 16 шт., так 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:

13 EMBED Equation.3 1415 млн. м3/сут

Q = 5,81 млн. м3/сут > 13 EMBED Equation.3 1415= 3,74 млн. м3/сут

Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:

13 EMBED Equation.3 1415млн. м3/сут < 13 EMBED Equation.3 1415= 6,46 млн. м3/сут.

Условия выполняются.

4.1.2 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП.144.00.000.

Расчет производится аналогично ПУ типа ГП.106.00.

По приложению 10 [2] определяем:

13 EMBED Equation.3 1415= 15,1 млн. м3/сут

13 EMBED Equation.3 1415= 20,2 млн. м3/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415млн. м3/сут.

13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415млн. м3/сут.

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

13 EMBED Equation.3 1415 шт., принимаем 8 шт.

13 EMBED Equation.3 1415 шт., принимаю 6 шт.

13 EMBED Equation.3 1415 - 13 EMBED Equation.3 1415 = 6 - 8 шт.

Принимаем n = 7 шт., так 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, количество необходимой арматуры и труб. На основании выше сказанного окончательно принимаем 7 пылеуловителей марки ГП.144.00.000.

4.2 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа

Компримирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращение нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых, в которых уложен газопровод, обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется, как правило, в агрегатах воздушного охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме курсовой работы включает в себя: определение типа и количества аппаратов воздушного охлаждения газа, разработку технологической схемы установки. Тип АВО определяется экономичностью его использования для условий рассматриваемой КС, количество АВО - гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта на глубине заложения газопровода и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта.
Максимальная температура транспортируемого газа, определенная в ходе проверочного расчета, не должна приводить к потере устойчивости и прочности труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия количество АВО должно быть увеличено.

4.2.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО

Определяем расчетную среднегодовую температуру наружного воздуха 13 EMBED Equation.3 1415 и оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа 13 EMBED Equation.3 1415. Согласно п. 3.65 [4] 13 EMBED Equation.3 1415 принимаются на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха 13 EMBED Equation.3 1415:

13 EMBED Equation.3 1415; (4.5)

где 13 EMBED Equation.3 1415- среднегодовая температура наружного воздуха, °С;
13 EMBED Equation.3 1415- поправка на изменчивость климатических данных, принимается равной 2°С.
13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415

Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке

13 EMBED Equation.3 1415, Дж/с; (4.6)

где М - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с;
13 EMBED Equation.3 1415- теплоемкость газа при давлении на входе в АВО t = 0,513 EMBED Equation.3 1415 Дж/(кг·К), определяется по формуле 4.35 [5];
13 EMBED Equation.3 1415- температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С.
13 EMBED Equation.3 1415- оптимальная температура охлаждения газа, °С.

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415 кг/с;

13 EMBED Equation.3 1415

4.2.2 Предварительное определение количества АВО

К рассмотрению принимаются несколько различных типов АВО. В данном случае по рабочему давлению 7,36 МПа принимаем АВО АВЗ2-5300, 2АВГ-75С, «Крезо-Луар», «Пейя», «Хадсан-Итальяно».
Из первоначального анализа принятых АВО можно сразу отбросить аппарат с наиболее низким коэффициентом теплопередачи. Таким АВО является «Пейя», к тому же этот аппарат импортного производства, а следовательно, заведомо дороже.
Итак, рассматриваем следующие АВО: АВЗ2-5300, 2АВГ-75С, «Крезо-Луар», «Хадсан-Итальяно».
В качестве примера приведем тепловой и гидравлический расчет аппаратов воздушного охлаждения типа «Хадсан-Итальяно», которые являются наиболее оптимальными для данной КС (по результатам сравнительного расчета и анализа).

По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяется потребное количество АВО n каждого типа и рассчитывается требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу 13 EMBED Equation.3 1415 и по газу М1:

13 EMBED Equation.3 1415, шт. (4.7)
13 EMBED Equation.3 1415шт.;

Изначально принимаем n = 14, однако после проверки по поверхности теплопередачи было установлено, что для выполнения условия (4.12) необходимо уменьшить количество АВО до 13.

Окончательно принимаем n = 13.

13 EMBED Equation.3 1415, Дж/с; (4.8)

13 EMBED Equation.3 1415Дж/с.

13 EMBED Equation.3 1415, кг/с; (4.9)

13 EMBED Equation.3 1415 кг/с.


4.2.3 Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха.

13 EMBED Equation.3 1415 (4.10)


где 13 EMBED Equation.3 1415 - температура воздуха на выходе АВО, єС;
13 EMBED Equation.3 1415 - температура воздуха на входе в АВО, єС;
13 EMBED Equation.3 1415 - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м3/с;
13 EMBED Equation.3 1415- плотность воздуха на входе в АВО, кг/м3;
13 EMBED Equation.3 1415 - теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и 13 EMBED Equation.3 1415, Дж/(кг·К);

13 EMBED Equation.3 1415 , кг/м3; (4.11)

13 EMBED Equation.3 1415 кг/м3;

13 EMBED Equation.3 1415 єС.

Предварительно принятое количество АВО остается в силе при 13 EMBED Equation.3 1415 < 13 EMBED Equation.3 1415. Данное условие соблюдается, т.к. 10,26 < 41,6 єС.

4.2.4 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

13 EMBED Equation.3 1415; (4.12)

где 13 EMBED Equation.3 1415 - расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного аппарата, м2;
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м2;
13 EMBED Equation.3 1415- допустимое расхождение между 13 EMBED Equation.3 1415 и F, принимаемое равным 5% от F, м2.
13 EMBED Equation.3 1415, м2; (4.13)
где 13 EMBED Equation.3 1415- коэффициент теплопередачи, принимаемый по приложению 11 [4].

13 EMBED Equation.3 1415; (4.14)

13 EMBED Equation.3 1415; (4.15)

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415; (4.16)

где i - число ходов газа в аппарате;
13 EMBED Equation.3 1415- поправка, определяемая по приложению 15 [2] в зависимости от параметров R и Р;

13 EMBED Equation.3 1415; (4.17)

13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415; (4.18)

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415м2.

Проверка условия (4.12):

13 EMBED Equation.3 1415м2;

13 EMBED Equation.3 1415м2;

326,8< 478,66.

Условие выполняется, следовательно, по поверхности теплопередачи данный АВО подходит. Если условие не соблюдается, то расчет повторяется с изменением 13 EMBED Equation.3 1415 либо количества АВО. Как уже говорилось выше, в данном случае для выполнения условия (4.12) было уменьшено количество АВО на 1.

4.2.5 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение газа в зоне квадратичного закона сопротивления).

13 EMBED Equation.3 1415 ; (4.19)

где 13 EMBED Equation.3 1415- гидравлическое сопротивление АВО по ходу газа, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа, приводимая в технической характеристике аппарата;
13 EMBED Equation.3 1415 - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с;

13 EMBED Equation.3 1415, м/c; (4.20) (4.20)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м3;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м2;

13 EMBED Equation.3 1415, м2; (4.21)

где d - внутренний диаметр труб, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - общее число труб в аппарате;
13 EMBED Equation.3 1415- эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах принимается 2·104 м), м;
l - длина труб АВО, м.

13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415;

13 EMBED Equation.3 1415
Полученное значение 13 EMBED Equation.3 1415 должно удовлетворять условию:

13 EMBED Equation.3 1415.

где 13 EMBED Equation.3 1415 - допустимые потери давления в АВО по ходу газа равные 0,0150,02 МПа.

0,0237
· 1,2·0,02 = 0,024.

Условие выполняется, следовательно, данный АВО подходит.

4.2.6 Определение энергетического коэффициента.

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

13 EMBED Equation.3 1415; (4.22)

где Е - энергетический коэффициент;
N- мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт;
Н- полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па.

13 EMBED Equation.3 1415.

4.2.7 Выбор оптимального типа и количества АВО.

Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум приведенных затрат по установке охлаждения газа.

При отсутствии экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в установку АВО G.

Аналогичным образом по вышеизложенной методике произведем тепловой и гидравлический расчет АВО типа АВЗ2-5300, 2АВГ-75С, «Крезо-Луар». Результаты расчета приведем в таблице 3.

Количество АВО скорректировано по рабочей площади теплопередачи.

В результате расчета было установлено, что при принятой 13 EMBED Equation.3 1415 и с учетом изменения количество аппаратов АВО 2АВГ-75С не подходит по условию 13 EMBED Equation.3 1415. Кроме того, среди рассматриваемых АВО данный аппарат имеет самый низкий коэффициент теплопередачи, следовательно, его можно исключить из дальнейшего расчета без возможной корректировки 13 EMBED Equation.3 1415.


Таблица 3
Исходные
Данные
Единица
Измерения
Тип АВО



АВЗ2-5300
2АВГ-75С
«Крезо-Луар»
«Хадсан-Итальяно»

МАВО
кг/с
28,89
54,44
54,44
54,69

МКС
кг/с
527,42

m (округл.)
шт.
13
9
8
8


кг/с
40,57
58,6
65,93
65,93


Дж/с
2997940
4330358
4871652
4871652


°С
17,7
10,6
14,7
15,4

Проверка условия 13 EMBED Equation.3 1415 < 13 EMBED Equation.3 1415 - выполняются.

R
-
1,8
3,47
2,25
2,12

P
-
0,382
0,198
0,305
0,324


-
0,88
0,9
0,91
0,9


-
0,91
0,9
0,91
0,9


-
17,35
20,1
18,52
18,23


-
15,79
18,09
16,86
16,41

1,1F
м2
5830
10923
10259,7
11872,3


Вт/(м2·К)
32
23
29
25


м2
5934
10408
9965
11874

13 EMBED Equation.3 1415
м2
265
496,5
466,35
539,65

13 EMBED Equation.3 1415
м2
104
515
295
1,7

Проверка условия 13 EMBED Equation.3 1415 - для АВО 2АВГ-75С не выполняется.

S
м2
0,1771
-
0,1948
0,2053

w
м/с
4,148
-
6,129
5,813

13 EMBED Equation.3 1415
МПа
0,0081
-
0,0232
0,0237

Проверка условия 13 EMBED Equation.3 1415 - выполняются.

E
-
260,08
159,33

G
т
559
-
296
264


Оптимальный тип и количество АВО выбираем по максимальному энергетическому коэффициенту и минимальным металловложениям в установку. Как видно из табл. 3 максимальный энергетический коэффициент имеет АВО АВЗ2-5300, а минимальные металловложения имеет АВО «Хадсан-Итальяно». При отсутствии данных по стоимости АВО можно руководствоваться тем, что металлоемкость АВЗ2-5300 превышает металлоемкость «Хадсан-Итальяно» на более значительную величину, чем энергетический коэффициент (в относительном выражении). Следовательно, по минимальной металлоемкости принимаем 8 АВО типа «Хадсан-Итальяно».
Список использованной литературы
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 0907, Тюмень, 2004.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для студентов специальности 0907, Тюмень, 2004.
Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика, М., Недра, 1978.
СТО «Газпром»
Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. Под общей редакцией Земенкова Ю.Д. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2002.




























































































































Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13 PAGE \* LOWER 14315

Определение исходных расчетных данных

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

13 SECTIONPAGES 14115

Листов

Лит.



Содержание





Утв..



Н.контр.



Провер.

Шерстова А.И.


Разраб.

Проектирование компрессорной станции

1

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Петряков В.А. У


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1

Разраб.

Провер.



Н.контр.



Утв.





Лит.

Листов

13 SECTIONPAGES 14115

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

Проектирование компрессорной станции



Введение

Петряков В.А. У

Шерстова А.И.

Шерстова А.И.


Петряков В.А. У




Определение исходных расчетных данных

Проектирование компрессорной станции

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

13 SECTIONPAGES 14315

Листов

Лит.





Утв.



Н.контр.



Провер.

Разраб.

1

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Шерстова А.И.



Петряков В.А. У


Подбор основного оборудования компрессорного цеха

Проектирование компрессорной станции

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

13 SECTIONPAGES 14415

Листов

Лит.





Утв.



Н.контр.



Провер.

Разраб.

1

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Шерстова А.И.



Петряков В.А. У



Список использованной литературы

Проектирование компрессорной станции

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

13 SECTIONPAGES 14115

Листов

Лит.





Утв.



Н.контр.



Провер.

Разраб.

1

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13 PAGE \* LOWER 14415

Подбор основного оборудования компрессорного цеха

Шерстова А.И.



Петряков В.А. . У



Расчет режима работы КС

Проектирование компрессорной станции

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

13 SECTIONPAGES 14815

Листов

Лит.





Утв.



Н.контр.



Провер.

Разраб.

1

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1

Разраб.

Провер.



Н.контр.



Утв.





Лит.

Листов

13 SECTIONPAGES 141215

ТюмГНГУ гр. НТХ-08-4

Проектирование компрессорной станции


Подбор основного оборудования

Петряков В.А. У


Шерстова А.И.




Расчет режима работы КС

Лист

13 PAGE \* LOWER 14815

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.


Подбор основного оборудования

Лист

13 PAGE \* LOWER 141215

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.




Приложенные файлы

  • doc 17931715
    Размер файла: 796 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий