Учебная работа. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций

Учебная работа. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций

Курсовая работа

Тема: «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций»

Задание

электропередача станция пылеуловитель технологический

Выполнить проект КС производительностью 16.5 миллиардов/год, расположенный в районе городка Челябинск и созданный для транспорта газа месторождения «Оренбугское» по трубопроводу поперечником 1420 мм и протяженностью 1480 км. Поблизости КС 2 источников электростанции, удаленных от станции на расстояния 27 км и 165 км.

Введение

Основное назначение компрессорных станций газопроводов — сообщение газу энергии методом сжатия его до определенного давления. Обретенная газом энергия в следующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Компрессорные станции (КС) являются одним из главных объектов газотранспортных систем. На их приходится порядка 25% всех финансовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по сиим системам.

Надежность и экономичность транспорта газа в значимой мере определяются надежностью и экономичностью КС. Потому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должныосуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.

1. Определение начальных расчетных данных

Дневная производительность КС определяется по годичный при помощи последующего выражения:

=?50,3млнм3/сут

=0.95*0.98*0.97=0.903

где Qгод — годичная производительность КС (газопровода) при обычных критериях миллиардов. м3/год;

— коэффициент использования пропускной возможности газопровода;

Kрс, Kэт — коэффициенты, учитывающие припас пропускной возможности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды завышенного спроса на газ и в периоды экстремально завышенных температур, приводящих к понижению мощности ГПА, Kрс =0,95, Kэт=0,98;

— коэффициент учитывающий припас пропускной возможности газопровода на вариант аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается по приложению I.=0,97

Потому что производительность КС наиболее 15 млн м3/год, то выбираемГПА с центробежным нагнетателем

.

1

2

е

P

ГТК—5

3+1

6+2

1,24

5,5

ГТК—10—2

2+1

4+2

1,27

7,5

Опосля определения экономного типа компрессорной машинки для проектируемой КС делается выявление рационального варианта КС-то есть определяется лучшая марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС.

При производительности КС наиболее 15 млн. м3/сут для каждой марки за ранее избранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС — с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием.

Для всякого варианта и подварианта КС определяется число запасных машин (приложение 2), степень сжатия КС е и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На базе значений о и Скрассчитывается комплекс.

По приложению 19 определяем приведенные Издержки на КС.

Приведенные издержки на КС рассчитываются по формуле:

Ск=Э+E*K, где

Э — эксплуатационные Издержки на станции, тыс. руб./год;

К — финансовложения в КС, тыс. руб.;

Е — отраслевой коэффициент, оборотный сроку окупаемости и равный для оъектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15 1/год.

Э=n*аэ+np*bЭ+сЭ;

К=(n+np)*aК+bК;

n — число рабочих ГПА на станции;

np — число запасных ГПА;

аЭ, bЭ, cЭ, аК, bК — коэффициенты, отражающие Издержки, связанные с ГПА и иными системами и службами КС, независящими от числа ГПА на станции.

1) ГТК—10—2 (2+1)

Э=n*aЭ+np*bЭ+сЭ=2*686+1*218+583=2173

К=(n+np)*аК+bК=(2+1)*1537+7813=12424

СК=Э+E*K=2173+0.15*12424=4036.6

ч=СК*=4036.6*

2) ГТК—10—2 (4+2)

Э=n*aЭ+np*bЭ+сЭ=4*686+2*218+583=3763

К=(n+np)*аК+bК=(4+2)*1537+7813=17035

СК=Э+E*K=3763+0.15*17035=6318.25

ч=СК*=6318.25*

3) ГТК—5 (3+1)

Э=n*aЭ+np*bЭ+сЭ=3*385+1*94+249=1498

К=(n+np)*аК+bК=(3+1)*986+4371=8315

СК=Э+E*K=1495+0.15*8315=2742.25

ч=СК*=2742.25*

4) ГТ—5 (6+2)

Э=n*aЭ+np*bЭ+сЭ=6*385+2*94+249=2747

К=(n+np)*аК+bК=(6+2)*986+4371=12259

СК=Э+E*K=2747+0.15*12259=4585.85

ч=СК*=4585.85*

Избираем ГТК-10-2 с двухступенчатым сжатием с числом машин 4+2, т.к. у него меньшее

2. Расчет требуемого напора ПНПС

Устанавливаемая мощность машин равна 60 Мвт, потому в качестве электропривода берем 6 машин СТД-6000 (прил. 19).

Рассчитываем комплекс издержек для электропривода:

Э=n*aЭ+np*bЭ+сЭ=4*1150+2*220+567=5607

К=(n+np)*аК+bК=(4+2)*805+6647=11477

СК=Э+E*K=5607+0,15*11477= 7328.5

ч=СК*=19342.5

Для электрообеспечения электропривода избираем 2 независящих источников, находящихся на расстоянии 27 км и 165 км.

Экономически целесообразное напряжение на ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 35 и 110кВ.

2.1 Расчет издержек на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

З=()*СЛЭП*СТ*nЛЭП, где
З — Издержки на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока);
l1 и l2 — расстояния до независящих источников энергии;
СЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — стоимость ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока);
СТ — стоимость трансформаторной подстанции;
nЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — количество трансформаторных подстанций.
27*9+165*15+15+110=2861 тыс. р.
Рассчитываем стоимость электроэнергии, используемой на привод ГПА КС:
,
гдеNУСТ — установленная мощность КС (суммарная номинальная мощность всех запасных и рабочих ГПА), кВт;
NФ — фактический расход электроэнергии, кВтч;
П1 — основная плата, руб./кВт;
П2 — доборная плата, коп/(кВтч)
=*8760*0.903=193721144
SЭ==36000*36+193721144*0.9*=3039.49 т.р.
Определяем расход газа на собственные нужды:

qCH=?qТГ+qTH+qЭ

где ?qТГ — суммарный расход топливного газа для рабочих ГПА, тыс. м3/ч.
qTH — расход газа на технологические нужды и технические утраты КС и предшествующего линейного участка газопровода, тыс. м3/ч;
qЭ — расход газа электростанциями собственных нужд, тыс. м3/ч.
Разглядим вариант, когда машинка работает в ном. режиме, т.е.qТГ=

qТН=НТН*Nуст*=0,02*6000*=1.2
qЭ=Nраб**НЭ=24000**0,75=18 /ч
?qТГ=+nМ=4*3.7=14.8 тыс. /ч
NУСТ — номинальная установленная мощность КС, кВт;
HТН — средний удельный расход, принимаемый по таблице, /кВт*ч (0,02);
Nраб — рабочая мощность мощность электростанции, кВт (40000);
НЭ — средний удельный расход для газотурбинных электростанций (0,75);
— номинальный расход топливного газа, тыс. /ч;
nм — количество работающих машин.
Стоимость газа за год на собственные нужды:
QГГ=129921*9,5=1233252 руб.=1233.2 тыс. руб.
Общие Издержки на ГТУ:
ЗГТУ=СГГ+ч=1233+10267=11500 тыс. руб.
Общие Издержки при установлении электропривода:
ЗСТД=+З+SЭ=19342+2861+3039=25242
Т.к. ЗСТД>ЗГТУ, то избираем в качестве установок газотурбинные машинки с количеством 4 работающих и 2 запасных (ГТК-10-2)

2.2 Расчет располагаемой мощности

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится зависимо от критерий работы установки по формуле:
где — номинальная мощность ГТУ, кВт;
— коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;
— коэффициент, учитывающий воздействие температуры внешнего воздуха;
— коэффициент, учитывающий воздействие противообледенительной системы;
— коэффициент, учитывающий воздействие система утилизации тепла выхлопных газов;
Ра — расчетное давление внешнего воздуха (приложение 9) МПа;
и — расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

Та — средняя температура внешнего воздуха в рассматриваемый период, К;
дТа — поправка на изменчивость погодных характеристик и местный подогрев внешнего воздуха на входе ГТУ, дТа=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

При >273:

5.963?7.249

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

=18.1°C;

=273+18.1=291 К

Д=291+5=296.5 К

=8.6*0.956=8,23 МВт

При >273:

5.9?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:

4.794?7.249

Расчетная мощность по среднегодовой температуре удовлетворяет энергетическим требованиям, потому нужное работы ГТУ.

3. Расчет режима работы нагнетателя

3.1 Расчет режима работы нагнетателя I ступени сжатия

1) Определение характеристик газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия
где Тв1 и Твх—температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС;
Рв1 и Рвх — давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;
ДРвх — утраты давления во входных технологических коммуникациях КС (приложение 8), МПа.

2) Расчет черт газа при критериях на входе в нагнетатели

где R — газовая неизменная, транспортируемого газа, Дж/кг К;

Д — относительная плотность газа по воздуху (0,59);

сн и своз — плотность газа и воздуха при обычных критериях (20°С и 760 мм рт. ст.), кг/м3 (1,205);

Рв1 — давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;

св1 — плотность газа при критериях 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 большой производительности нагнетателя в м3/мин

где Q — производительность нагнетателя, м3/сут;

Qкс — производительность КС, м3/сут;

К — количество параллельно работающих нагнетателей.

Q=Qкс/2=50.3/2=25.15

==*=462.7/сут

4) Определение допустимого интервала конфигурации числа оборотов ротора нагнетателя

По приложению 21Qmin=350 и Qmax=590, по прил. 16 nН=4800 о./мин.

nmin=nН; nmax=nН

nmin=4800=3764.339 о./мин.

nmax=4800=6345.6 о./мин.

где nн — номинальная частота вращения ротора нагнетателя, о/мин;

Qпр.min и Qпр.max — малое и наибольшее значения Qпр, соответственное зоне приведенной свойства с зпол?0,8;

nTmin и nTmax — мало и очень 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 Zпр, Rпр, Tпр — характеристики газа с приведенной свойства

7) Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарант. безпомпажная работа при соблюдении неравенства

либо =1,1?1,007 — условие производится.

где — из приведенной свойства, соответственное максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости — минимальному значению из приведенной свойства.

8) Определение степени сжатия нагнетателе е и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя.

е=1.3=260

9) Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

кВт

10) Определение надобной 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)

Потому что N?1,15, то условие производится.

11) Расчет характеристик газа навыхода нагнетателей первой ступени сжатия

где Pн1 и Tн1 — давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

4. Подбор пылеуловителей

По приложению 10 избираем циклонный пылеуловитель ГП 106.00

Число пылеуловителей при данной температуре и плотности избираем по левому графику.

К=0,94

По графику Qmin=3.2 и Qmax=4

Из условия, Q= 16.5 миллиардов/год=50.3 млн./день ==53.51

=3.6

14*4.2=58.8. Если 1 машинка выходит из строя, то 13*4.2=54.6>53.5

Избираем 14 пылеуловителей с производительностью Q=4.2 млн/день

5. Разработка технологической схемы КС
Технологическая схема КС представляет собой технологическую обвязку главных объектов станции, которая соединяет воединыжды данные объекты в одно целое и присваивает им определенные многофункциональные способности. К главным технологическим объектам относятся; компрессорный цех, установка чистки газа, установки остывания 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 базу технологической схемы КЦ закладывается схема соединения газоперекачивающих агрегатов, определенная технико-экономическим расчетом в п. 3.1. Данная схема детализируется по отдельным ГПА с внедрением типовых решений, изображенных в приложении 12.
При неполнонапорных нагнетателях и двухступенчатом сжатий на КС технологическая схема КЦ быть может выполнена в 2-ух вариантах — по типовой и коллекторной схеме.
Изюминка коллекторной схемы — внедрение для обвязки ГПА 3-х коллекторов: поглощающего, промежного и нагнетательного. Промежный коллектор является нагнетательным коллектором для первой ступени сжатия и, сразу, поглощающим коллектором для 2-ой ступени сжатия.
При помощи коллекторной схемы создается возможность применять расположенные по концам либо посреди цеха агрегаты как в первой, так я во 2-ой ступенях сжатия. Это обеспечивает завышенную упругость резервирования.
При разработке обвязки отдельных нагнетателей меж нагнетателем и врезками пускового контура обвода с кранами №3бис и свечки с краном №5 следует предугадывать люки-лазы с внутренним поперечником 500 мм для установки шаров-разделиталей (конструктивно люки-лазы представляют собой трубопровод длиной 500-600 мм, вваренный перпендикулярно к нагнетательному и поглощающему трубопроводом нагнетателя).
На трубопроводе входа газа в нагнетатель опосля люка-лаза на начальный период эксплуатации устанавливается защитная решётка.
Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя (при ремонтах) следует устанавливать сливные вентили Dу = 25 мм меж кранами №1 и №2 и нагнетателем, а для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) — свечки.
На полосы наполнения нагнетателя газом (обвод. крана №1) предусматривается два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом, также дроссельная шайба.
пылеуловитель компрессорный станция электропередача
Перечень 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.
3. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Уч. пособие. М., Недра, 1982.
4. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. проф. Юфина В.А.М., Недра.1978.
5. Транспорт и хранение нефти и газа. Под ред. проф. Константинова Н.Н. и проф. Тугунова П.И.М., Недра, 1975.
6. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К., Л., Недра, 1977.
7. Суринович В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. М., Недра, 1986.
8. Ходанович В.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Термо режимы магистральных газопроводов. М., Недра, 1971.
9. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М., Энергия, 1977.
10. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1970.
11. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Увеличение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М., Недра, 1981.
12. СНиП 2.05.06 — 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.
13. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра, 1977.
14. Вольский В.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра, 1970.
15. Рубинов Н. 3. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.
16. Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное управление по расчетам трубопроводов. М., Недра, 1987.
17. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред. Бармина С.Ф.Л., Недра, 1974.
18. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М., Недра, 1973.
19. СНиП 2. 01. 01 — 82. Строительная климатология и геофизика.
20. методика термического и аэродинамического расчета аппаратов воздушного остывания. М., ВНИИнефтемаш, 1982.
21. Теплотехнические расчеты действий транспорта и регазификации природных газов. Справочное пособие. Загорученко В.А., Бикчентай Р.З., Вассерман А.А. и др. М., Недра, 1980.
22. Язик А.А. системы и средства остывания природного газа. М., Недра, 1986.
23. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. Крылов В.Г., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И.Л., Недра, 1985.
24. Фурман И.Я. Экономика магистрального транспорта газа. М., Недра, 1978.
25. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Уч. пособие. Тюмень, ТюмГНГУ, 1996.
26. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию. Тюмень, ТюмГНГУ, 2000.
]]>