Проектирование и эксплуатация компрессорной станции - StudentLib. Месторасположение
![]()
|
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. Компрессорные станции представляют собой совокупность относительно разнородных объектов, функционально подчиненных друг другу. Это - основные и вспомогательные технологические установки по транспорту газа, вспомогательные системы, обеспечивающие всю КС и ее технологические установки энергией, водой, тепловой энергией, связью и т.д., а также подсобно-производственные и административно-бытовые помещения, вспомогательные объекты. Общие технико-экономические показатели КС в основном определяются типом, количеством и техническим состоянием компрессорных машин, осуществляющих непосредственный транспорт газа, и приводящих их двигателей. В силу отмеченного основное внимание при проектировании и эксплуатации КС уделяется газоперекачивающим агрегатам (ГПА) и их вспомогательным системам, определяющим эффективность работы ГПА. Надежность и экономичность транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций. 1. Определение исходных расчётных данных В таблице 1 приведены состав и характеристики газа Уренгойского месторождения. Таблица 1
Метан ![]() Этан ![]() Пропан ![]() ![]() ![]() Углер. ![]() ![]() +редкиеСерово- дород
Расчетную температуру грунта, определим как среднегодовую температуру грунта на глубине заложения трубопровода: ![]() ![]() Среднегодовая температура на глубине 1,61м равна 5,5ºС. Газовая постоянная: ![]() ![]() Плотность транспортируемого газа: ![]() где 1,205 - плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20°C и Р = 0,1013 МПа). Динамическая вязкость газа ( ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Коэффициент сжимаемости: ![]() где: ![]() ![]() ![]() ![]() Расчетная производительность КС ![]() где: ![]() ![]() ![]() где: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 2. Подбор основного оборудования компрессорного цеха К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности. При рассчитанной рабочей производительности ![]() Рассматриваем нагнетатели с одноступенчатым или двухступенчатым сжатием (для полнонапорных - одноступенчатое сжатие). Из предоставленных ГПА, находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию: ![]() где: ![]() ![]() Важное условие для ГПА с центробежными нагнетателями - в расчетах режима работы агрегатов политропический к.п.д. нагнетателей должен быть не ниже 0,8. Например ГПА: ГТК-750-6 с ЦБН 370-14-1 ![]() Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу: ![]() где n- количество групп ![]() Рабочая зона: 19,5·0,85=16,575 ,5·1,15=22,425 Данный ГПА может пропустить через себя требуемое количество газа. Аналогично применяем для других ГПА. Для каждого варианта и подварианта КС определяем число резервных машин, степень сжатия КС и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. Таблица 2
Для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и двухступенчатым сжатием (для полнонапорных - с одноступенчатым). В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно будет выбрать более экономичный. Для каждого варианта и подварианта определяется число резервных машин, степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода Ск. На основе значений ε и Ск рассчитывается комплекс ![]() Совокупные затраты на одну КС - ![]() ![]() где: Э - эксплуатационные расходы на станции, тыс.руб/год; К - капиталовложения в КС, тыс. руб Е - коэффициент, обратный сроку окупаемости капиталовложений, ![]() ![]() Эксплуатационные расходы на станции: ![]() Капиталовложения в КС ![]() где: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Численные значения коэффициентов. ГПА ГТК-5 с ЦБН 260-13-2 суточная подача ![]() давление нагнетания ![]() давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно ![]() ![]() Рассчитываем значение комплекса ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() вариант: одноступенчатое сжатие, n=3, nр=2 ![]() ![]() ![]() Степень сжатия: ![]() ![]() Вариант 2 не рассматривается, так как количество агрегатов превышает число допустимо возможных. ГПА ГТ-750-6 с ЦБН 370-14-1 суточная подача ![]() давление нагнетания ![]() давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно ![]() ![]() Рассчитываем значение комплекса ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() вариант: одноступенчатое сжатие, n=2, nр=1 ![]() ![]() ![]() Степень сжатия: ![]() ![]() вариант: двухступенчатое сжатие, n=4, nр=2 ![]() ![]() ![]() Степень сжатия: ![]() ![]() ГПА ГТН-6 с ЦБН Н-300-1,23 суточная подача ![]() давление нагнетания ![]() давление на входе 1й и 2й ступени сжатия соответственно ![]() ![]() Рассчитываем значение комплекса ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() вариант: одноступенчатое сжатие, n=2, nр=1 ![]() ![]() ![]() Степень сжатия: ![]() ![]() вариант: двухступенчатое сжатие, n=4, nр=2 ![]() ![]() ![]() Степень сжатия: ![]() ![]() Таблица 3
Сравнив значения комплексов |