Главная страница

Проектирование и эксплуатация компрессорной станции - StudentLib. Месторасположение


Скачать 4.17 Mb.
НазваниеМесторасположение
Дата19.10.2022
Размер4.17 Mb.
Формат файлаrtf
Имя файлаПроектирование и эксплуатация компрессорной станции - StudentLib.rtf
ТипДокументы
#741550
страница1 из 3
  1   2   3

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

Месторас-положение

Состав газа (по объему), %

Относитель- ная плотность по воздуху (при 20°C)

Удельная теплота сгорания (при 20°C)

Метан

Этан



Пропан

Бутан

Пентан

+высш.Двуок.

Углер.

Азот



+редкиеСерово-

дород






























Уренгой

87

6,2

3,4

1,98

0,76

0,12

1,1

нет

0,673

39000


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 ( ) определяется через приведенные значения давления и температуры:
; ;
, - приведенные давление и температура;

, - давления, при которых определяются свойства и критическое давление газа;

, - температуры, при которых определяются свойства и критическая температура газа.
,

,

;

;

;



Коэффициент сжимаемости:

где: - приведенное давление;
;




Расчетная производительность КС
;
где: - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, ( )
;
где: коэффициент использования пропускной способности газопровода

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, ,

коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС.
; тогда



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 , а также из-за отсутствия необходимого числа близко расположенных источников тока, наиболее подходящим типом компрессорных машин являются центробежные нагнетатели.

Рассматриваем нагнетатели с одноступенчатым или двухступенчатым сжатием (для полнонапорных - одноступенчатое сжатие).

Из предоставленных ГПА, находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию:
,
где: - производительность КС;

- производительность нагнетателя;количество групп в интервале (2÷6).

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 2

Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу:

где n- количество групп

млн.м³/сут

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

Тип ГПА

Тип ЦБН

Подача млн.м³/ сут

Кол-во газа проход. через одну группу, млн.м³/сут

Количество групп

Рабочая зона нагнетателя, млн.м³/сут

ГТК-5

260-13-2

14

13,18

2,82=3

11,9÷16,1

ГТ-750-6

370-14-1

19,5

19,77

2

16,575÷22,425

ГТН-6

Н-300-1,23

19,0

19,797

2,08=2

16,15÷21,85


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 - в общем случае могут рассчитываться по формуле

где: Э - эксплуатационные расходы на станции, тыс.руб/год;

К - капиталовложения в КС, тыс. руб

Е - коэффициент, обратный сроку окупаемости капиталовложений, Е=0,15 для объектов транспорта и хранения нефти и газа

Эксплуатационные расходы на станции:

Капиталовложения в КС

где: , - число рабочих и резервных ГПА на станции;

, , , , - коэффициенты затрат на ГПА, другие объекты КС

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 :
=385, =94, =249, =986, =4371
вариант: одноступенчатое сжатие, n=3, nр=2
;

;


Степень сжатия:


тыс. руб/ год
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 :

=497, =122, =391, =1144, =5071

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 :
=520, =121, =336, =1400, =3555
вариант: одноступенчатое сжатие, n=2, nр=1
;

;



Степень сжатия:


вариант: двухступенчатое сжатие, n=4, nр=2
;

;


Степень сжатия:



Таблица 3

Тип ГПА

Комплекс χ

ГТК-5 (1 ступень)

8434,26

ГТ-750-6 (1 ступень)

7856,287

ГТ-750-6 (2 ступени)

7990,424

ГТН-6 (1 ступень)

6944,14

ГТН-6 (2 ступени)

7569,259


Сравнив значения комплексов
  1   2   3


написать администратору сайта