Лабораторная работа насосы. ЛР2_Хазиратов_20 вариант. Подбор гпа для кс магистрального газопровода по дисциплине
 Скачать 403.75 Kb.
|
 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Инженерный департамент Отделение горного и нефтегазового дела Лабораторная работа №2 на тему: «Подбор ГПА для КС магистрального газопровода» по дисциплине: Насосные и компрессорные станции Вариант 20
Владивосток 2021 Теоретические основы 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. ГМК экономичнее нагнетателей при производительности КС (газопровода) менее 10 млн.м3/сут, нагнетатели – при производительности КС более 15 млн.м3/сут. В интервале производительностей 10 – 15 млн.м3/сут экономические показатели транспорта газа ГМК и нагнетателями примерно одинаковы. В настоящее время в связи с разработкой новых марок ГМК область применения их несколько расширена. В частности, недавно созданный ГМК ДР12 /I/ /II/ можно использовать на газопроводах производительностью до 40 млн. м3/сут. наравне с ГТУ мощностью 6 тыс. кВт. Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:  где  – годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд.м3/год;  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.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. Для этого из множества компрессорных машин требуемого типа предварительно выбирается 3÷4 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находится в пределах 2÷6 – для нагнетателей и 2÷13 – для ГМК. Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы и в возможных при эксплуатации режимах не должны иметь политропический КПД ниже 0,8 (для центробежных нагнетателей). 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 полнонапорных нагнетателей рассматривается один подвариант – с одноступенчатым сжатием). При производительности КС 10÷15 млн.м3/сут – также два подварианта, но с двух и трехступенчатым сжатием. Во всех случаях число машин на КС должно находится в ранее отмеченных пределах. Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин, степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На основе значений ξ и Скрассчитывается комплекс (χ). Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса (χ).  Если производительность КС находится в пределах 10÷15 млн.м3/сут, то экономичный тип компрессорной машины и оптимальный вариант КС находится одновременно. Для этого по выше рассмотренной методике производится сравнение двух – трех вариантов КС с ГМК и двух – трех вариантов КС с центробежными нагнетателями. В качестве привода компрессорных машин на КС обычно применяются поршневые газовые двигатели, газовые турбины и электродвигатели. От выбора типа привода компрессорных машин во многом зависят технико – экономические показатели КС и удобства ее эксплуатации. Газомотокомпрессоры, как правило, приводятся поршневыми газовыми двигателями, которые конструктивно оформляются за одно целое с ГМК. Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и газотурбинными установками (ГТУ). При удаленности КС от надежного источника электроэнергии менее чем на 50 – 100 км выгоднее применять электропривод, при удаленности более 300 км – газотурбинный привод. В интервале 50 – 300 км тип привода устанавливается технико – экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на КС с учетом строительства ЛЭП, трансформаторной подстанции и стоимости потребляемой ГПА энергий в виде газа и электроэнергии. При равенстве приведенных затрат (комплекса χ) для обоих типов привода предпочтение обычно отдается электроприводу, как более безопасному, не связанному с расходом транспортируемого газа, упрощающему технологическую схему КС, менее подверженному влиянию внешних условий, более безотказному и с меньшим сроком восстановления при ремонтах. Приведенные затраты (комплекс χ) считаются равными, если отличаются не более, чем на5%. Задача Подобрать ГПА для КС магистрального газопровода производительностью Qгод. Характеристика линейной части газопровода: диаметр D; протяженность L. Вблизи КС имеется n независимых источников электроэнергии, каждый из которых удален от КС на расстояние li. Таблица 2. Исходные данные к задаче
Решение Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:  где  годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях; коэффициент использования пропускной способности газопровода: где  коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения в период повышенного спроса на газ; коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения в период экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА; коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС; для газопровода диаметром 1420 мм и длиной 645 м принимаем 0,98.Оценочные коэффициенты надежности газопроводов    Поскольку расчетное значение производительности газопровода, превышает 15 млн. м3/сут., то подбор основного оборудования КЦ будем проводить из ГПА с газотурбинным и электрическим приводом. Современные магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление 5,5 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления. Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе р = 7,5 МПа. К рассмотрению принимаем следующие варианты: а) установка в качестве привода ГТК – 10 – 4 с неполнонапорным нагнетателем 370 – 18 – 1 (Qном = 37 млн. м3/сут.) – 2 шт. + 1 резерв с одноступенчатым сжатием (ε = 1,23) и 4 шт. + 2 резерва (ε = 1,51) с двухступенчатым сжатием; б) установка в качестве привода ГТК – 10 И с полнонапорным нагнетателем PCL – 802/24 (Qном = 17,2 млн. м3/сут.) – 3 шт. + 2 резерва, степень сжатия ε = 1,51; в) установка в качестве привода СТД – 12500 с неполнонапорным нагнетателем 370 – 18 – 2 (Qном = 37 млн. м3/сут.) – 2 шт. + 1 резерв, степень сжатия ε = 1,23. Из принятых к рассмотрению окончательно выбирается вариант с меньшим значением комплекса: Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:  где  эксплуатационные затраты; отраслевой коэффициент для объектов транспорта и хранения нефти и газа, обратный сроку окупаемости; капиталовложения в КС.  где  число рабочих ГПА на станции; число резервных ГПА; коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции (см. таблицу):
Также учитываем, что для ГПА с электроприводом электроснабжение КС должно осуществляется от двух независимых источников электропитания по двум линиям. Так как вблизи расположены три независимых источника электроснабжения, то для расчета принимаем два наиболее близкорасположенных источника – первый и второй. Для каждого из них напряжение ЛЭП составляет 110,0 кВ, стоимость строительства ЛЭП – 15 тыс. руб./км; стоимость трансформаторной подстанции – 110 тыс. руб. Данные затраты включаем в величину капиталовложений К. Произведем расчет приведенных затрат по каждому из вариантов: вариант установки ГТК – 10 – 4 с работой в одну ступень сжатия:     вариант установки ГТК – 10 – 4 с работой в две ступени сжатия:     вариант установки ГТК – 10 И:     вариант установки СТД – 12500:     По результатам расчета из всех рассматриваемых вариантов работы газопровода с рабочим давлением 7,5 МПа оптимальным будет 3 вариант – применение полнонапорных нагнетателей PCL – 802/24 с приводом от газотурбинной установки ГТК – 10 И (одна ступень сжатия). При этом в компрессорном цеху будут установлены пять ГПА (m = 5), из которых три будут рабочими (n = 3) и два – резервными (nр = 2). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||