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 ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На основе значений ξ 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

χ=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

χ=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

χ=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

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

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

χ=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, кВт×ч;

П₁ - основная плата, руб./кВт;

П₂ - дополнительная плата, коп/(кВт×ч)

=*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+χ=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;

δТ_а - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, δТ_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

.963≤7.249

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

=18.1°C;

=273+18.1=291 К

Δ=291+5=296.5 К

=8.6*0.956=8,23 МВт

При >273:

.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:

.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

) 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;

ΔР_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;

Δ - относительная плотность газа по воздуху (0,59);

ρ_н и ρ_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;

ρ_{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 η_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 ε и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей  по приведенной характеристике нагнетателя.

ε=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

*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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.        СНиП 2.05.06 - 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

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

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

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

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

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

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

.        СНиП 2. 01. 01 - 82. Строительная климатология и геофизика.

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

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

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

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

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

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

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