Перевооружение компрессорной станции. перевооружение КС. Техническое перевооружение компрессорной станции с заменой оборудования
 Скачать 2.7 Mb.
|
|
2.2.5 Выводы ᅚ о ᅚ необходимом ᅚ техническом ᅚ перевооружении ᅚ КС Необходимо ость ᅚ увеличения ᅚ производительности ᅚ КС , ᅚ а ᅚ также ᅚ техническое ᅚ со стояние ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ газоперекачивающих ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ агрегатов ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ и ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ другого ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ технологического ᅚ оборудования, ᅚ газовой ᅚ ᅚ обвязки ᅚ компрессорного ᅚ цеха, ᅚ запорной ᅚ арматуры, ᅚ свидетельствуют ᅚ о ᅚ целесообразности ᅚ полной ᅚ замены ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов ᅚ вместе ᅚ с ᅚ газовой ᅚ обвязкой ᅚ КЦ, ᅚ со ᅚ строительством ᅚ но вых ᅚ шлейфов ᅚ и ᅚ новых ᅚ узлов ᅚ подключения ᅚ КС ᅚ к ᅚ о беим ᅚ ниткам ᅚ газопро вода ᅚ с ᅚ камерами ᅚ приема- ᅚ запуска ᅚ очистных ᅚ сооружений. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 Характеристика объекта исследования 3 ᅚ Технологический ᅚ расчет ᅚ магистрального ᅚ газопровода Про ведем ᅚ ᅚ технологический ᅚ ᅚ расчет ᅚ ᅚ участка ᅚ ᅚ магистрального ᅚ ᅚ газо провода ᅚ Томской ᅚ области. Для ᅚ технологического ᅚ ᅚ расчета ᅚ принимаем ᅚ следующие ᅚ общие ᅚ данные: ᅚ производительность ᅚ ᅚ Q ᅚ ᅚ = ᅚ ᅚ 9 ᅚ ᅚ млрд. ᅚ ᅚ м 3 /го д; ᅚ ᅚ длина ᅚ ᅚ трубо про вода ᅚ ᅚ L ᅚ ᅚ = ᅚ ᅚ 111 ᅚ ᅚ км; ᅚ давление ᅚ ᅚ ᅚ компрессо рно й ᅚ ᅚ ᅚ станции ᅚ ᅚ Р 1 ᅚ ᅚ = ᅚ 5,4 ᅚ МПа; ᅚ ᅚ ᅚ давление ᅚ ᅚ ᅚ в ᅚ ᅚ конце ᅚ ᅚ участка ᅚ P 2 ᅚ = ᅚ 3,9 ᅚ МПа; ᅚ температура ᅚ газа ᅚ в ᅚ начале ᅚ участка ᅚ t 1 ᅚ = ᅚ +30ºC; ᅚ температура ᅚ газа ᅚ в ᅚ ко нце ᅚ ᅚ участка ᅚ ᅚ t 2 ᅚ ᅚ = ᅚ ᅚ +3ºС; ᅚ начальные ᅚ и ᅚ ᅚ конечные ᅚ ᅚ нивелировочные ᅚ ᅚ отметки ᅚ ᅚ не ᅚ превышают ᅚ 100 ᅚ метров. Данные ᅚ состава ᅚ природного ᅚ газа ᅚ представлены ᅚ в ᅚ таблице ᅚ 3.1 ᅚ [14]. К ом пон ен ты ᅚ С ос тав , ᅚ % ᅚ Молярн ая ᅚ м ас са , ᅚ кг/моль ᅚ Ди на м ич ес ка я ᅚ вяз кос ть , ᅚ Па ·с ·10 -7 ᅚ Кр ит ич ес ка я ᅚ тем пе ра тура, ᅚ К ᅚ К ри ти че ск ое ᅚ да вле ни е, ᅚ МПа ᅚ Плотн ос ть , ᅚ кг/м3 ᅚ Те плое м кос ть , ᅚ Дж/( кг ·К) ᅚ Метан ᅚ 85,66 16 103 181 4,58 0,7168 2167 Этан ᅚ 6,31 30 86,03 305,4 4,82 1,344 1648 Пропан ᅚ 3,12 44 75,05 368,8 4,94 1,967 1551 Бутан ᅚ 0,21 58 69,06 425 3,49 2,598 1590 Пентан ᅚ 0,09 72 61,99 470 3,23 3,221 Диоксид ᅚ углерода ᅚ 1,12 44 138,03 134,1 3,62 1,9768 815 Азот ᅚ 3,49 28 166,08 126 3,46 1,2505 1040 Технологический ᅚ ᅚ расчет ᅚ ᅚ трубопровода ᅚ ᅚ МГ ᅚ ᅚ будем ᅚ ᅚ выполнять ᅚ ᅚ со гласно ᅚ ОНТП ᅚ ᅚ ᅚ 51-1-85 ᅚ ᅚ ᅚ «Общесо юзные ᅚ ᅚ ᅚ нормы ᅚ ᅚ ᅚ технологическо го ᅚ ᅚ ᅚ про ектирования. ᅚ Магистральные ᅚ газопрово ды» ᅚ [29]. Методика технологического ᅚ расчета магистральных газопроводо в ᅚ включает ᅚ в ᅚ себя: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 26 Разраб . Мачнев М.В. Руковод. Веревкин А.В. Консульт. Рук-ль ООП Брусник О.В. Технологический расчет магистрального газопровода Лит. Листов 87 ОНД ИШПР з-2Б4А «Техническое перевооружение компрессорной станции с заменой оборудования» - определение ᅚ стационарных ᅚ гидравлических ᅚ режимов ᅚ работы ᅚ линейных ᅚ участков; - определение стационарных тепловых режимов работы линейных ᅚ участков; - вычисление ᅚ пропускной ᅚ способности ᅚ и ᅚ производительности ᅚ магистрального ᅚ газопровода; - определение ᅚ режимов ᅚ работы ᅚ компрессорных ᅚ станций ᅚ [29, ᅚ 47, ᅚ 51]. 3.1 ᅚ Определение ᅚ пропускной ᅚ способности ᅚ и ᅚ производительности ᅚ магистрального ᅚ трубопровода Определим ᅚ пропускную ᅚ способность ᅚ МГ ᅚ (млн.м 3 /сут., ᅚ 20 ᅚ 0 С, ᅚ Рст) ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ 𝑞 0= 𝑄 з ∗10 3 365∗𝐾𝑢 = ᅚ 9∗1000 365∗0,922 ᅚ = ᅚ 26,74 ᅚ млн.м 3 /сут ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ (3.1.1) где ᅚ 𝑞 0 ᅚ - ᅚ производительность ᅚ магистрального ᅚ газопровода ᅚ в ᅚ стандартных ᅚ условиях, ᅚ млрд.м 3 /г; ᅚ К и 0 =К ро К эт К нд 0 ᅚ = ᅚ 0,95*0,98*0,99 ᅚ = ᅚ 0,992 ᅚ млн.м 3 /сут, ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.1.2) ᅚ К ро ᅚ - ᅚ коэффициент ᅚ расчетного ᅚ обеспечения ᅚ снабжения ᅚ газом, ᅚ принимаем ᅚ 0,95 ᅚ [48]; ᅚ К эт ᅚ - ᅚ коэффициент ᅚ Т экстр ᅚ , ᅚ принимаем ᅚ К эт ᅚ = ᅚ 0,98; ᅚ ᅚ К и 0 ᅚ - ᅚ коэффициент ᅚ оценочный; ᅚ К нд 0 ᅚ - ᅚ оценочный ᅚ коэффициент ᅚ надежности ᅚ МГ, ᅚ значение ᅚ коэффициента ᅚ 0,99 ᅚ принимаем ᅚ по ᅚ таблице ᅚ 2.2 Таблица ᅚ 3.2 ᅚ Оценочный ᅚ коэффициент ᅚ надежности ᅚ газопровода Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 27 Технологический расчет магистрального газопровода ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов Длина ᅚ газопровода, ᅚ км Тип ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов С ᅚ газотурбинным ᅚ и ᅚ электрическим ᅚ приводом ГМК Диаметр ᅚ газопровода, ᅚ мм 1420 1220 1020 820 ≤820 1 2 3 4 5 6 500 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 1000 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 1500 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 2000 0,96 0,97 0,97 0,98 0,96 2500 0,95 0,96 0,97 0,97 0,95 3000 0,94 0,95 0,96 0,97 0,94 Вычисление ᅚ основных ᅚ технологических ᅚ параметров ᅚ транспортировки ᅚ газа ᅚ должно ᅚ производиться ᅚ для ᅚ базовых ᅚ газопроводов ᅚ по ᅚ оценочной ᅚ пропускной ᅚ способности, ᅚ найденной ᅚ по ᅚ формуле ᅚ (2.1.1) ᅚ при ᅚ среднегодовой ᅚ температуре ᅚ окружающей ᅚ среды ᅚ (наружный ᅚ воздух ᅚ и ᅚ грунт) ᅚ [29, ᅚ 47, ᅚ 51]. Проектная ᅚ производительность ᅚ базовых ᅚ магистральных ᅚ газопроводов ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: Q П ᅚ ᅚ ᅚ К И ᅚ q i i ᅚ 10 3 ᅚ 100,88445 ᅚ ᅚ (26,74 ᅚ 365) ᅚ 8,632 ᅚ млрд. ᅚ м 3 /год ᅚ , ᅚᅚ (3.1.3) где ᅚ ᅚ qi ᅚ – ᅚ пропускная ᅚ способность ᅚ газопровода ᅚ в ᅚ i-то ᅚ м ᅚ расчетном ᅚ периоде, ᅚ млн.м 3 /сут; ᅚ τ i ᅚ – ᅚ количество ᅚ дней ᅚ в ᅚ i-то ᅚ м ᅚ расчетном ᅚ периоде, ᅚ дни; ᅚ K И ᅚ – ᅚ коэффициент ᅚ использования пропускной ᅚ способности магистрального ᅚ ᅚ газопровода, ᅚ который ᅚ должен ᅚ ᅚ определяться ᅚ ᅚ по ᅚ ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ K ᅚ И ᅚ ᅚ ᅚ К ᅚ РО ᅚ К ЭТ ᅚ К ᅚ НД ᅚ ᅚ = ᅚ 0,95·0,98·0,95 ᅚ = ᅚ 0,88445 ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.1.4) Значения ᅚ коэффициентов, ᅚ входящих ᅚ в ᅚ формулу ᅚ (3.1.4) ᅚ следующие: - ᅚ К РО ᅚ = ᅚ 0,95 ᅚ – ᅚ для ᅚ всех ᅚ газопроводов; - ᅚ К ЭТ ᅚ = ᅚ 0,98. При ᅚ определении ᅚ значения ᅚ коэффициента ᅚ надежности ᅚ пользуются ᅚ методикой ᅚ расчета ᅚ магистральных ᅚ газопроводов, ᅚ которая ᅚ была ᅚ разработана ᅚ ВНИИГАЗом. ᅚ Определяя ᅚ коэффициент ᅚ надежности, ᅚ учитывается ᅚ вся Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 28 Технологический расчет магистрального газопровода ᅚ протяженность ᅚ газопровода ᅚ несмотря ᅚ на ᅚ то, ᅚ что ᅚ проектируется ᅚ его ᅚ отдельный ᅚ участок ᅚ [34]. Соотношение ᅚ количества ᅚ рабочих ᅚ и ᅚ резервных ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов ᅚ на ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ однониточных ᅚ газопроводов ᅚ следует ᅚ выбирать ᅚ согласно ᅚ таблице ᅚ 3.3. Таблица ᅚ 3.3 ᅚ Соотношение ᅚ количества ᅚ рабочих ᅚ и ᅚ резервных ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов Газоперекачивающие ᅚ агрегаты ᅚ с ᅚ приводом ᅚ от ᅚ электродвигателя Неполнонапорные Полнонапорные Рабочие Резервные Рабочие Резервные 5 6 7 8 2 1 2 1 3 2* 3 1 6 2 4 2* - - 5 2 - - 6 2 Соотношение ᅚ количества ᅚ рабочих ᅚ и ᅚ резервных ᅚ газоперекачивающих ᅚ агрегатов ᅚ на ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ рассматриваемого ᅚ газопровода ᅚ выбираем ᅚ следующее: ᅚ 4 ᅚ рабочих ᅚ и ᅚ 1 ᅚ резервный ᅚ (неполнонапорные). 3.2 ᅚ Расчет ᅚ стационарных ᅚ тепловых ᅚ режимов ᅚ работы ᅚ линейных ᅚ участков С ᅚ учётом ᅚ того, ᅚ что ᅚ может ᅚ возникнуть ᅚ дроссельный ᅚ эффект, ᅚ мы ᅚ имеем ᅚ температуру ᅚ газа ᅚ в ᅚ конце ᅚ участка ᅚ меньшую ᅚ температуры ᅚ окружающей ᅚ среды. ᅚ Если ᅚ температура ᅚ грунта ᅚ приближается ᅚ к ᅚ нулю ᅚ градусов, ᅚ то ᅚ температура ᅚ газа ᅚ может ᅚ быть ᅚ отрицательной, ᅚ что ᅚ приводит ᅚ к ᅚ появлению ᅚ дополнительных ᅚ деформаций ᅚ трубопровода ᅚ и ᅚ промерзанию ᅚ грунта ᅚ вокруг ᅚ труб. Рекомендуемые ᅚ границы ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ в ᅚ конце ᅚ участка ᅚ газопровода ᅚ составляют ᅚ Т к ᅚ = ᅚ 271 ᅚ …273 ᅚ К. ᅚ Данный ᅚ интервал ᅚ приводит ᅚ к ᅚ ограничению ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ компрессорной ᅚ станции. ᅚ Если ᅚ магистральный ᅚ газопровод ᅚ выполнен ᅚ в ᅚ многолетнемёрзлых ᅚ грунтах, ᅚ то ᅚ имеем ᅚ температуру Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 29 Технологический расчет магистрального газопровода ᅚ газа ᅚ в ᅚ конце ᅚ участка ᅚ равной ᅚ температуре ᅚ грунта ᅚ [40]. Расчет ᅚ будем ᅚ вести ᅚ методом ᅚ последовательных ᅚ приближений. Задаем ᅚ значение ᅚ Т ср : 𝑇 𝑐𝑝 = 1 3 𝑇 1 + 2 3 𝑇 2 = 1 3 · (30 + 273.15) + 2 3 · (13 + 273,15) = 251,82 ᅚ К ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ (3.2.1) где ᅚ 𝑇 1 ᅚ - ᅚ температура ᅚ газа ᅚ в ᅚ начале ᅚ участка, ᅚ 0 К; ᅚ 𝑇 2 ᅚ - ᅚ температура ᅚ газа ᅚ в ᅚ конце ᅚ участка, ᅚ 0 К. Определим ᅚ среднее ᅚ давление: ᅚ P cp = 2 3 (P 1 + P 2 2 P 1 +𝑃 2 ) = 2 3 (15.4 + 3,9 2 5,4+3,9 ) = 1,256 ᅚ МПа , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.2) где ᅚ Р 1 ᅚ – ᅚ давление ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ КС, ᅚ 0 К; ᅚ Р 2 ᅚ - ᅚ давление ᅚ газа ᅚ на ᅚ выходе ᅚ из ᅚ КС, ᅚ 0 К. Чтобы ᅚ проверить ᅚ принятое ᅚ значение ᅚ Тср, ᅚ определим ᅚ теплоёмкость ᅚ газа ᅚ и ᅚ коэффициент ᅚ Джоуля-Томсона. ᅚ Среднюю ᅚ изобарную ᅚ теплоемкость ᅚ природного ᅚ газа ᅚ Ср ᅚ с ᅚ содержанием ᅚ метана ᅚ более ᅚ 85 ᅚ % ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: С 𝑐𝑝 = 1,696 + 1,838 · 10 −3 Тср + 1,96 · 10 6 (𝑃 𝑐𝑝 −0,1) 𝑇 𝑐𝑝 3 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ (3.2.3) С 𝑐𝑝 = 1,696+1,838·10 3 ·291,82+1,96·10 6 (3,9-0,1)10 6 291,82 3 =2,385 ᅚ кДж/кг·К. Среднее ᅚ значение ᅚ коэффициента ᅚ Джоуля-Томсона ᅚ D i ᅚ для ᅚ газов ᅚ с ᅚ содержанием ᅚ метана ᅚ более ᅚ 85% ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: С cp =1,696+1,838·10 -3 Тср+1,96·10 6 (P cp -0,1) T cp 3 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.4) С 𝑐𝑝 = 1,696+1,838·10 3 ·291,82+1,96·10 6 (3,9-0,1)10 6 291,82 3 =2,385 ᅚ кДж/кг·К. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ 𝐷 𝑖 = 1 𝐶𝑝 ( 0,98·10 6 𝑇 𝑐𝑝 2 − 1,5), ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.5) 𝐷 𝑖 = 1 2,385 ( 0,98 · 10 6 291, 82 2 − 1,5) = 4,759 К МПа Определим ᅚ расчетное ᅚ значение ᅚ средней ᅚ температуры ᅚ газа: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 31 Технологический расчет магистрального газопровода Тср= ᅚ T 0 + π-To αLo (1-e -αLo )- D i (P 1 2 -P 2 2 ) 2αL 0 Pcp [1- 1 αLo (1-e -αLo )], ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.6) где ᅚ 𝑇 0 ᅚ – ᅚ определяемая ᅚ температура ᅚ окружающей ᅚ среды, ᅚ 0 К; При ᅚ прокладке ᅚ газопровода ᅚ в ᅚ подземном ᅚ исполнении ᅚ значение ᅚ температура ᅚ окружающей ᅚ среды ᅚ принимаем ᅚ равной ᅚ средней ᅚ за ᅚ рассматриваемый ᅚ период ᅚ температуры ᅚ грунта ᅚ на ᅚ глубине ᅚ заложения ᅚ оси ᅚ трубопровода ᅚ в ᅚ естественном ᅚ тепловом ᅚ состоянии ᅚ [41]. ᅚ Принимаем ᅚ Т 0 ᅚ = ᅚ 273,15 ᅚ К. ᅚ Определим ᅚ коэффициент, ᅚ который ᅚ характеризует ᅚ интенсивность ᅚ снижения ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ по ᅚ всей ᅚ длине ᅚ участка: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ 𝛼𝐿 0 = 𝑐 𝑘𝑐𝑝𝑑𝐿𝑜 𝑞 0 ∆𝐶𝑝10 6 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.7) ᅚ где ᅚ 𝑘𝑐𝑝 ᅚ – ᅚ общий ᅚ коэффициент ᅚ теплоотдачи ᅚ от ᅚ газа ᅚ в ᅚ окружающую ᅚ среду, ᅚ средний ᅚ на ᅚ участке, ᅚ Вт/м 2 ᅚ К ∆ ᅚ - ᅚ плотность ᅚ газа ᅚ по ᅚ воздуху ᅚ относительная; L 0 ᅚ |