Расчет компрессорной станции

метки: Компрессорный, Станция, Температура, Система, Агрегат, Охлаждение, Давление, Коэффициент

Начиная со второй половины ХХ в. газовая промышленность становится наиболее быстро развивающейся отраслью топливно-энергетического комплекса.

Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.

Как известно, все основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС).

Современная компрессорная станция — это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с целью достижения проектной или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидких и твердых примесей; компримирование газа; охлаждение газа.

На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе и выходе.

По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом на площадках, выбранных в процессе изысканий.

На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.

Технологический расчет магистрального газопровода

... в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п. Расчетная пропускная способность ... а в тех случаях, когда в газе имеются примеси серы - запах сероводорода. Природные и попутные газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, почти всегда содержат различные твердые примеси ...

По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на:

• станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами);
• станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;
• станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.

По функциональному назначению КС подразделяются на станции общего назначения, технологических линий, для транспортировки газов и жидкостей; для заправки газом различных объектов. КС общего назначения служат для обеспечения потребителей сжатым воздухом с конечным давлением до 0,9 МПа.

К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех (КЦ); коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.

Объектами вспомогательного назначения являются: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа для собственных нужд; электростанция для собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.

Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.

1. Определение исходных расчетных данных

1.1 Выбор рабочего давления газопровода Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе Р =7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно Р _вс =5,1 МПа и Р _наг =7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности принимаем условный диаметр газопровода D _y =1220 мм.

По газопроводу транспортируется газ следующего состава

Компонент	СН 4	С 2 Н6	С 3 Н8	С 4 Н10	С 5 Н12	СО 2	N 2
Объемная доля, %		0,028	0,007	0,003		0,063	0,855

Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет Т _о =267,4 К, средняя температура воздуха Т _ВОЗД =283К. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах К _ср =1 Вт/(м²

• К) Для строительства газопровода принимаем трубы D _н =1220 мм ХТЗ, изготовленные по ТУ 14−3р-04−94 из стали 12ГСБ.

Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода где R 1 ^н — нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R 1 ^н =у_в ), у_в =55 0 МПа [4, приложение А];

m — коэффициент условий работы, который зависит от категории трубопровода (III категория) m =0,9 [6];

k ₁ — коэффициент надежности по материалу, который зависит конструктивных особенностей принятой трубы, k ₁ =1,4 [4, приложение А];

k _н — коэффициент надежности по назначению, k _н =1 , 05 .

Толщина стенки газопровода где Р — рабочее давление в трубопроводе, МПа;

п _р — коэффициент надежности по нагрузке, который зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода; п _р =1,1 .

Принимаем стандартную толщину стенки трубы д _н =1 5 мм.

Внутренний диаметр газопровода

1.2 Расчет свойств перекачиваемого газа Плотность газа при стандартных условиях где a _i — доля i-го компонента в смеси для данного состава газа;

с _i — плотность i-го компонента при стандартных условиях (Т=293К, Р=0,1013 МПа), кг/м³ . [4, таблица 1].

Молярная масса где М _i — молярная масса компонента, кг/кмоль. [4, приложение Г].

Газовая постоянная где =8314,4 — универсальная газовая постоянная, Дж/(кг

• К).

Псевдокритические температура и давление где Р _{КР i} , Т _{КР i} — критические значения давления и температуры i -го компонента газовой смеси.

Относительная плотность газа по воздуху

где с _в = 1,206 — плотность воздуха при стандартных условиях, кг/м³

Суточная производительность газопровода

где Q _Г — плановый объем транспортируемого газа, млрд. м³ /год;

К _И — оценочный коэффициент пропускной способности газопровода

где К _РО — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ, К _РО =0,98 [4, стр.23];

К _ЭТ — коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды, К _ЭТ = 1,0 [4, стр.23];

К _НД — коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания, К _НД =0,98 [4, таблица 2].

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций Пользуясь данными таблицы 4, определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между компрессорными станциями

Р _н =Р _наг — (д Р _вых + д Р _охл ) =7,46-(0,11+0,06)=7,29МПа,

где д Р _вых — потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), д Р _вых =0,11МПа ;

д Р _охл — потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку, д Р _охл =0,06МПа .

Давление в конце участка газопровода

Р _к = Р _вс +? Р _вс =5,1+0,12=5,22МПа,

где ? Р _вс — потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ? Р _вс =0,12 МПа.

Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т _Н =303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

где Т _о — температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т _о =267,4 К (Бованенковское месторождение).

В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению где k _э — эквивалентная шероховатость труб, для труб без внутреннего гладкостного покрытия k _э =3

• 10 ^{— 5} м [СНиП 2.05.06−85*];

D _вн — внутренний диаметр трубопровода.

Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле где Е — коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.

Среднее давление в линейном участке Приведенные значения давления и температуры

где Р=Р _СР , Т=Т _СР — средние давление и температура на линейном участке газопровода соответственно.

Коэффициент сжимаемости газа

Тогда Расчетное расстояние между компрессорными станциями составит где Q — суточная производительность газопровода;

Д — относительная плотность газа по воздуху;

л — коэффициент гидравлического сопротивления;

Z _СР — коэффициент сжимаемости газа;

Т _СР — средняя температура на линейном участке газопровода.

Определяем расчетное число компрессорных станций

где L — протяженность газопровода, км.

Округляем расчетное число КС до целого значения п = 7 , после чего уточняем расстояние между КС

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями Принимаем в качестве первого приближения значения л , Т _СР и Z _СР из первого этапа вычислений

; ;

Определяем в первом приближении значение Р _к

Определяем среднее давление Определяем средние значения приведенного давления и температуры Удельная теплоемкость газа

где R — газовая постоянная.

Тогда

Коэффициент Джоуля-Томсона Рассчитываем коэффициент а

где к _ср — средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, зависящий от того, в каких грунтах прокладывается трубопровод (для смешанных грунтов К _СР =1 Вт/(м²

• К)).

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т _ПР и коэффициента сжимаемости Z _cp

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса Тогда Вычисляем коэффициенты л _ТР и л

Конечное давление во втором приближении Относительная погрешность определения конечного давления составляет Полученный результат приближения менее 1%, поэтому расчет считается законченным. Результаты расчётов приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Наименование расчетного параметра	Первое приближение
Конечное давление Р к, МПа	5,35
Среднее давление Р СР, Мпа	6,37
Приведенная температура Т пр	1,501
Приведенное давление Р пр	1,388
Теплоемкость газа С р , кДж/(кг К)	2,732
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/Мпа	4,108
Параметр а	3•10 -3
Средняя температура Т ср , К	293,21
Средний коэффициент сжимаемости Z ср	0,868
Динамическая вязкость газа µ, Па с	1,251 10 -5
Число Рейнольдса Re	3,821 10 7
Коэффициент сопротивления трения л тр	9,26•10 -3
Коэффициент гидравлического сопротивления л	0,0103
Конечное давление Р’ к , МПа1	5,35 097
Относительная погрешность по давлению,%	0,0188

Уточняется среднее давление Определяем конечную температуру газа

=

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

работы КС На компрессорных

Таблица 2 — Характеристика центробежного нагнетателя НЦ-16/76−1,44.

Тип ЦН	Q н	Р вс	Р наг	е	z пр	R пр	Т пр	n н
НЦ-16/76−1,44		5,2	7, 6	1,464	0,900	507,9

Таблица 3 — Характеристика газотурбинного агрегата ГТК-10И

Тип ГТУ	N е н	Т возд н	k N	k t	n min	n max
ГПА-Ц-16			0,95	3,2

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р _вс и температуру Т _вс газа на входе в центробежный нагнетатель

Р _вс =Р _к -?Р _вс =5,35 097 -0,12= 5,231 МПа,

Т _вс =Т _к =28 4,28 К

Вычисляем при Р=Р _вс и Т=Т _вс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания Тогда Определяем плотность газа, требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q _вс

где Р _СТ , Т _СТ , Z _СТ — соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях.

где Q _кс = Q — производительность КС;

Q _н — номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, Q _н = 30 млн. м³ /сут.

Округляем до m _Н =2.

Задаваясь несколькими значения оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q _пр и [ n / n _н ] _пр. Результаты вносим в таблицу 4.

Таблица 4 — Результаты расчета Q _пр и [ n / n _н ] _пр

Частота вращения n, мин -1	n/n н	n н /n
	0,765	1,307	432,06	0,772
	0,816	1,225	405,06	0,824
	0,867	1,153	381,23	0,875
	0,918	1,089	360,05	0,927
	0,969	1,032	341,10	0,978
	1,020	0,980	324,05	1,030

n _н =4900 мин^-1 ; Z _пр =0,901; R _пр =507,9 Дж/(кг•К); T _пр =288 К При n =4250 мин^-1

Полученные точки Q _пр — [ n / n _н ] _пр наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов).

Вычисляем требуемую степень повышения давления Используем 2 одинаковых нагнетателя. По характеристике нагнетателя (рисунок 1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из е =1,426 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Q _пр =340 м³ /мин. Аналогично определяем з _пол =0,808 и [ N _i / с вс ] _пр =250 кВт/(кг/м³ ).

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН С учетом, что механические потери мощности составляют 1% oт номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода

где N _мех — механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке (1% от номинальной мощности привода).

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ

где N _e ^н — номинальная мощность ГТУ, N _e ^н =16 000 кВт;

k _N — коэффициент технического состояния по мощности, k _N = 0,95;

k _ОБЛ — коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k _ОБЛ = 1);

k _У — коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии k _У = 1);

k _t — коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, k _t = 3,2;

Т _ВОЗД , Т ^н _ВОЗД — соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, Т _ВОЗД = 283 К, Т ^н _ВОЗД =288 К (Губкинское месторождение);

Р _а — расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, Р _а =0,1013 МПа.

Проверяем условие. Условие 9482,83<16 059,36 выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН где k — показатель адиабаты природного газа, k =1,3.

На этом расчет можно считать завершенным.

3. Принцип работы ГПА Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для использования на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа, а также для обратной закачки газа в пласт при разработке газоконденсатных месторождений. Cистема автоматического управления некоторыми газоперекачивающими агрегатами (САУ-А), выполненная с использованием достижений микропроцессорной техники, обеспечивает работу агрегатов в автоматическом режиме, что позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала около агрегата. Работа обслуживающего персонала в процессе эксплуатации агрегатов заключается в проведении регламентных работ по его обслуживанию, периодическому контролю параметров и состояния. Конструкция агрегатов позволяет осуществлять осмотр, а также замену некоторых элементов без его остановки. При разработке агрегатов используются современные системы обработки данных и автоматизированного проектирования. Высокое качество изготовления газоперекачивающих агрегатов обеспечивается применением прогрессивных технологических процессов. В процессе производства агрегаты подвергаются комплексным испытаниям, что позволяет обеспечить эксплуатационные характеристики агрегатов, а также надежность и безопасность их работы.

Газотурбинный газоперекачивающий агрегат включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа, выхлопное устройство, системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя.

Из большого числа возможных схем газотурбинных установок на газопроводах наибольшее распространение получили установки простого цикла, выполненные без регенерации или с регенерацией тепла выхлопных газов, с независимой силовой турбиной низкого давления («с разрезным валом») для привода нагнетателя газа.

Большая часть типоразмеров ГТУ для привода нагнетателей выполнены по одинаковой конструктивной схеме — с «разрезным валом» и силовой турбиной низкого давления, поэтому их характеристики могут быть с достаточной точностью обобщены в приведенной относительной форме, т. е. в виде зависимостей приведенных параметров, отнесенных к номинальным значениям.

Оборудование ГПА выполняется в виде блочных конструкций, обеспечивающих транспортировку железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом (масса блоков обычно не превышает 60—70 т).

Блоки должны изготавливаться готовыми к монтажу и проведению пусконаладочных работ без их разборки и ревизии. Наружные трубопроводы и электрические коммуникации, соединяющие блоки, должны быть сведены к минимуму и иметь простые соединения.

Система автоматического управления ГПА должна обеспечивать:

• автоматический пуск, нормальную и аварийную остановку агрегата, регулирование и контроль технологических параметров ГТУ и нагнетателя;
• предупредительную и аварийную сигнализацию,
• защиту ГПА на всех режимах работы,
• связь агрегата с цеховой системой автоматического регулирования и управления,
• возможность дистанционного изменения режима ГПА от цеховой и станционной систем управления.

ГПА должен обеспечить работу при давлении газа на выходе из нагнетателя равном 115% от номинального (для проведения испытания газопровода), при суммарной продолжительности этого режима не более 200 ч/год. Пуск ГПА осуществляется, как правило, с предварительным заполнением контура нагнетателя технологическим газом рабочего давления.

Комплексное воздухоочистительное устройство входного тракта ГТУ должно обеспечить кондиционность циклового воздуха на входе компрессора и шумовую защиту в различных условиях эксплуатации.

Противообледенительные устройства могут включать в себя сигнализацию обледенения, системы подогрева горячим воздухом элементов входного тракта и компрессора, всей массы циклового воздуха подмешиванием продуктов сгорания, отбираемых после турбины, подмешиванием воздуха из компрессора (регенератора) или подмешиванием горячей смеси воздуха и продуктов сгорания.

Конструкция ГПА должна обеспечить целый ряд требований, соответствующих действующим стандартам и нормам взрывобезопасности, взрывопредупреждения и взрывозащиты, пожарной безопасности, к вибрации, шумовым показателям и тепловыделениям на рабочих местах и в окружающей среде, к температуре, влажности и подвижности воздуха рабочей зоны в зданиях для ГПА Высота дымовой трубы ГТУ выбирается из расчета рассеивания токсичных веществ, содержащихся в отработавших газах, до предельно допускаемых концентраций в приземном слое в соответствии с санитарными нормами.

Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16 на базе авиационного привода НК-16СТ в блочно-контейнерном исполнении предназначен для перекачки природного газа по магистральным газопроводам и спроектирован на рабочее давление нагнетателя 7,5 и 9.9 МПа (соответственно модификации ГПА-Ц-16/76 и ГПА-Ц-16/100).

Рабочее давление на выходе из нагнетателя определяется лишь конструкцией закладных элементов проточной части нагнетателя (рабочие колеса, диффузоры, кольца), для которых предусмотрена замена в конструкции агрегата: таким образом, агрегат ГПА-Ц-16 полностью унифицирован и представляет собой конструкцию, состоящую из окончательно собранных функциональных блоков и систем, поставляемых на компрессорные станции в полной заводской готовности.

ГОСТ 15 150–69

Конструктивно агрегат представляет собой установку, все оборудование которой размешено в отдельных транспортабельных блоках, представлен на рисунке 2. На месте эксплуатации осуществляется монтаж агрегата на монолитном железобетонном фундаменте.

Рисунок 2 — Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16

а — вид сбоку; б — вид сверху; 1 — камера всасывания; 2 — шумоглушитель на входе; 3 — устройство воздухоочистительное; 4 — блок масло агрегатов; 5 — блок маслоохладителей; 6 — трубопровод системы подогрева циклового воздуха; 7 — шумоглушитель на выходе; 8 — проставка; 9 — опора выхлопной шахты; 10 — диффузор; 11 — турбоблок; 12 — блок автоматики: 13 — блок вентиляции 14 — блок промежуточный; 15 — коллектор дренажа; 16 — коллектор системы обогрева; 17 — блок фильтров топливного газа.

Рисунок 3- Схема ГПА-Ц-16

Агрегат включает в себя блоки турбоагрегата, маслоагрегатов, автоматики, контрольно-измерительных приборов (КИП) и вентиляционных устройств, а также устройства подвода циклового воздуха с воздухоочистительным устройством (ВОУ), системами шумоглушения и антиобледенения и выхлопное устройство с шумоглушением.

Турбоблок 11 является базовой сборочной единицей агрегата, в его контейнере на металлической раме размещены нагнетатель, приводной двигатель, маслобак агрегата с трубопроводной системой, гидроаккумулятор, выхлопная улитка, различные системы обеспечения нормальной работы агрегата.

Перекачиваемый газ по газопроводу через входной патрубок «А» поступает в центробежный нагнетатель, где происходит дожатие и подача его через выходной патрубок «Б» в магистральный газопровод.

В качестве привода нагнетателя используется газотурбинный двигатель НК-16СТ авиационного типа, для запуска и питания которого используется очищенный и отредуцированный газ (ГОСТ 21 199−75).

Для очистки топливного газа от механических примесей на агрегате имеется блок фильтров топливного газа 17.

Механическая связь между свободной турбиной двигателя и ротором нагнетателя осуществляется через промежуточный вал (муфту).

Двигательный отсек и отсек нагнетателя турбоблока разделены герметичной перегородкой.

Подвод циклового воздуха для приводного двигателя осуществляется через входные устройства, включающие в себя воздухоочистительное устройство 3, шумоглушители 2, камеру всасывания 1, блок промежуточный с конфузорным воздухозаборником 14. Воздухозаборник обеспечивает равномерность поступающего в двигатель потока воздуха.

Для отвода выхлопных газов, выходящих из свободной турбины двигателя. и снижения их шума служит выхлопное устройство, состоящее из выхлопной улитки, диффузора 10, проставки 8 и шумоглушителей 7. Диффузор и шумоглушители установлены над турбоблоком на отдельной опоре 9.

С целью обеспечения удобства обслуживания агрегата основные узлы маслосистемы размещены в отдельном блоке маслоагрегатов 4, а приборы и шиты системы автоматического управления агрегатом в блоке автоматики 12.

Отсек двигателя вентилируется за счет отбора воздуха из всасывающего тракта центробежным вентилятором, установленным в блоке вентиляции 13. Система вентиляции исключает попадание пыли в отсек двигателя. Блок вентиляции обеспечивает также охлаждение масла в случае аварийного отключения внешнего электропитания вентиляторов за счет отбора части воздуха от компрессора двигателя и пропускания его через маслоохладители Охлаждение масла в маслосистемах двигателя и нагнетателя осуществляется аппаратами воздушного охлаждения, установленными в двух блоках маслоохладителей 5.

Блок вентиляции и блоки маслоохладителей размещаются соответственно на блоках промежуточном, маслоагрегатов и автоматики. Такая компоновка блоков позволила максимально сократить площадь, занимаемую агрегатом на газоперекачивающей станции.

Стыковка всех блоков осуществляется через гибкие переходники, позволяющие компенсировать неточности установки при монтаже агрегата.

Для обеспечения защиты воздухозаборного устройства двигателя от обледенения на агрегате предусмотрена система подогрева циклового воздуха 6. Система включается в работу автоматически посредством датчиков температуры окружающей среды и работает на принципе отбора с помощью эжекторов части горячих выхлопных газов и подачи их на вход в двигатель. Эжектирующий воздух подводится от компрессора низкого давления. Система обогрева блоков и отсеков агрегата позволяет проводить пусконаладочные и ремонтные работы в холодное время года, она также обеспечивает отбор горячего воздуха от работающего агрегата для нужд станции. Воздух на систему обогрева отбирается от компрессора высокого давления двигателя в количестве; подключение системы обогрева к станционной системе производится через общий для всего агрегата коллектор 16.

Система автоматизированного пожаротушения и автоматизированная система управления агрегата обеспечивают его работу на всех режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле агрегата, а так-же функционирование в составе комплексной системы.

схемы КС Компрессорная

Технологическая обвязка компрессорного цеха (КЦ) предназначена для:

• приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
• очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтрах-сепараторах;
• распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
• охлаждения газа после компримирования в АВО газа;
• вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;
• подачи газа в магистральный газопровод;
• транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
• при необходимости — сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны (https:// , 12).

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА;

• схему с параллельной коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей;
• схему с последовательно-параллельной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45—1,50, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23—1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двухили трехступенчатом сжатии, т. е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более. Последнее характерно в основном для станций подземного хранения газа.

Для отключения компрессорной станции (цеха) от газопровода необходимо предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции (цеха).

На каждом нагнетательном шлейфе также следует предусматривать обратный клапан.

На всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции (цеха) между отключающей арматурой (станционные краны № 7 и № 8) и компрессорной станцией (цехом) следует предусматривать продувочные свечи для сброса газа из оборудования и трубопроводов.

При расположении компрессорных станций на расстоянии более 700 м от магистральных газопроводов необходимо устанавливать дополнительные краны 7а, 8а, 17а, 18а на расстоянии 250 м от ограждения КС.

Для аварийной остановки компрессорной станции (цеха) следует предусматривать автоматическое отключение станции (цеха) от газопровода, сброс газа из оборудования и трубопроводов станции (цеха), а также остановку всех газоперекачивающих агрегатов.

Необходимо предусматривать дублирование команды на аварийную остановку.

Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании компрессорной станции следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке — по проектным геометрическим характеристикам; в оборудовании — по техническим характеристикам заводов-изготовителей оборудования.

Запорная арматура для технологических трубопроводов газа должна быть стальной.

На вспомогательных технологических трубопроводах (масла, воды, антифриза, воздуха и др.) в зависимости от давления и температуры среды следует применять арматуру:

• из ковкого чугуна — при температуре не ниже минус 30 °C и не выше плюс 150 °C и давлении не выше 1,6 МПа;
• из серого чугуна — при температуре не ниже минус 10 °C и не выше плюс 100 °C и давлении не выше 0,6 МПа.

На вибрирующих участках трубопроводов следует применять стальную арматуру.

На маслопроводах в пределах обвязки газоперекачивающих агрегатов и на трубопроводах масла в пределах здания компрессорного цеха следует применять стальную арматуру.

Оборудование, трубы, арматуру и фитинги на всасывающих и нагнетательных линиях компрессорных станций и узла подключения КС следует рассчитывать на прочность по максимальному расчетному давлению нагнетания.

Дренажные линии, продувочные и сбросные свечи следует проектировать на максимальное рабочее давление в соответствующих аппаратах и трубопроводах.

Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных и сбросных свечей следует принимать равным давлению гидравлических испытаний соответствующих основных трубопроводов. Выбросы газа из продувочных свечей на компрессорной станции необходимо размещать в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа. Размещение и высоту продувочных и сбросных свечей, а также выхлопных стояков следует определять в соответствии с требованиями норм технологического проектирования.

Газопроводы вне зданий и установок на площадках КС, как правило, следует прокладывать подземно. Допускается прокладка газопроводов надземно на низких опорах.

Маслопроводы следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается прокладка маслопроводов в подземных лотках. Маслопроводы следует прокладывать с теплоспутником и теплоизолировать.

Трубопроводы воздуха и антифриза следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается подземная прокладка трубопроводов воздуха и антифриза.

В местах пересечения надземными трубопроводами пешеходных дорожек должны быть предусмотрены переходные мостики.

Рассмотрим более подробно технологическую схему газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями, изображенную на рисунке 4.

Основное технологическое оборудование КС-19а — компрессорные агрегаты, пылеуловители — приняты отечественного производства, воздушные холодильники газа — фирмы «Крезо-Луар» (Франция).

На площадке установки охлаждения газа размещено десять холодильников газа комплектно с арматурой фирмы «Крезо-Луар», а также трубопроводы и необходимая арматура пусковых контуров.

Сооружения и оборудование вспомогательного технологического назначения — установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов, емкость сбора конденсата размещены на отдельных площадках с учетом их технологического назначения, сокращения протяженности технологических коммуникаций и требований правил взрывои пожаробезопасности.

В технологической схеме КС-19а предусмотрены следующие основные процессы обработки газа:

1) очистка газа от пыли и жидкости;

2) компримирование газа;

3) охлаждение газа.

На компрессорной станции, кроме основных установок, для обработки газа предусмотрены:

1) система топливного, пускового и импульсного газа;

2) система промывки проточной части турбокомпрессоров;

3) система подпитки антифризом замкнутой системы охлаждения масел;

4} система подготовки, потребления сжатого воздуха;

5) система обеспечения маслом.

Газ из магистрального газопровода Dy=1200 мм, проходя через восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Охранный кран ВОК предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА. С целью повышения надежности работы КС и снижения потерь давления газа на трение на всасывании и нагнетании КС принята двухшлейфовая система подключения.

Из узла подключения газ двумя входными шлейфами Dу=1000 мм при открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей — коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами Dy=1000 мм поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется двумя трубопроводами Dy=1000 мм на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения (подключение АВО — коллекторное) и далее по двум шлейфам Dy=1000 мм через открытые краны № 8 и 8а в магистральный газопровод.

На магистральном газопроводе, после КС установлен западный охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и охранного крана ВОК перед компрессорной станцией.

Между всасывающим (входным) и нагнетательным (выходным) шлейфами имеются перемычки Dy=700 мм от каждого выходного шлейфа после АВО газа на вход КС с установкой кранов № 36 и З6а, байпасов Dy=150 мм с кранами № З6р и З6ар, необходимых для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя, и общего для обеих перемычек дроссельного крана № 37 Dy=700 мм. Они образуют пусковой контур компрессорной станции и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой.

Входные краны № 7 и 7а имеет байпасные краны, предназначенные для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7б производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Обратные клапаны перед кранами № 8, 8а предупреждают обратный поток газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе агрегатов на пусковой контур. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.

Свечные краны № 17, 17а, 18 и 18а предназначены для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

Краны № 7, 8, 17, 18, 18а имеют дистанционное управление и автоматическое управление от ключа аварийной остановки станции.

Охладители газа подключаются к выходным шлейфам и вводятся в работу закрытием разделительных кранов на шлейфах.

Обвязка полнонапорного центробежного нагнетателя включает в себя краны: № 1, 2 — отсекающие, № 6 — для выхода на станционное кольцо (на контур), № 4 — для заполнения контура, через него проводится продувка газом контура нагнетателя перезаполнением через свечу краном № 5. Перед выходным краном № 2, противопомпажным краном № 6 устанавливают обратные клапаны.

Все краны нагнетателя имеют автоматическое управление, дистанционное и ручное.

Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20 (через кран № 1т), после крана № 20 (через кран № 4т), а также от выходного коллектора пылеуловителей (через кран № 2т) и входного коллектора АВО газа (через кран № 3т).

После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.

В узле подключения КС к магистральному газопроводу предусмотрен транзитный пропуск очистного устройства при открытом кране № 20. Продукты очистки газопровода направляют на узел сбора жидкости, который разработан в проекте линейной части газопровода.

5 . Спецраздел

5.1 Аппараты воздушного охлаждения Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью повышения давления газа.

Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода и недопустимым температурным напряжениям в стенке трубы, а с другой стороны, — к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компримирование (из-за увеличения его объемного расхода).

В микроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения протаивания грунтов вокруг трубопровода.

Охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод. На реконструируемых компрессорных станциях допускается проектировать установки охлаждения газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.

В последние годы на КС применяют аппараты воздушного охлаждения различных конструкций: горизонтальные (АВГ), вертикальные (АВВ), зигзагообразные (АВЗ) и шатровые (АВШ).

Аппараты предназначены для охлаждения и конденсации газообразных, парообразных и жидких сред в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической и смежных отраслях промышленности.

Аппараты воздушного охлаждения различаются расположением вентилятора. При нижнем расположении вентилятора холодный атмосферный воздух прокачивается через теплообменные секции под избыточным давлением, создаваемым вентилятором. При верхнем расположении вентилятора нагретый воздух проходит в межтрубном пространстве секций за счет разрежения, возникающего перед вентилятором.

Аппараты воздушного охлаждения следует выбирать применительно к конкретным условиям с учетом необходимой поверхности теплообмена, рабочего давления, температуры охлаждающего воздуха, требуемой степени охлаждения, параметров охлаждаемого газа. Теплопередающую поверхность выполняют из монометаллических труб с оребрением (алюминий, латунь и др.) и биметаллических труб, у которых внутренние трубы выполнены из углеродистой, хромистой или нержавеющей стали, а наружные — из латуни, алюминия или легкой стали. Материал труб должен обладать коррозионной устойчивостью в условиях рабочей среды, а материал ребер — коррозионной устойчивостью в атмосферных условиях.

Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компримирование газа по станции.

Очевидно также, что оптимизация режимов работы АВО должна соответствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и компримирование газа на рассматриваемом участке работы газопровода. Следует также отметить, что АВО газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуатации.

Расчеты показывают, что при охлаждении газа, например, от 50—55°С до 25—30°С, пропускную способность газопровода можно увеличить па 4—5%. Обычно температура охлаждения газа при включении или отключении одного АВО, как показывает практика их эксплуатации, изменяется в среднем на 0,5—1,5°С. Гидравлические сопротивления по газу в АВО находятся на уровне 0,03—0,06 МПа.

Быстрый рост добычи и транспорта газа, особенно из удаленных от промышленных районов крупнейших месторождений Севера, повлекший за собой значительное увеличение протяженности трасс магистральных газопроводов и переход на трубопроводы больших диаметров, способствовал разработке новых технологических решений, направленных на повышение пропускной способности и надежности газотранспортных магистралей. Одно из таких решений — охлаждение компримируемого газа, которое в современной практике производится в однородных системах с использованием только АВО или холодильных машин (ХМ), включаемых параллельно на выходе газа из КС. Наиболее часто применяются аппараты воздушного охлаждения горизонтального и зигзагообразного типа.

Аппараты АВГ и АВЗ имеют следующие достоинства:

1) значительные поверхности охлаждения при относительно малых занимаемых площадях (в особенности аппараты типа АВЗ);

2) оребрение труб выполняется в трех вариантах 9; 14,6 и 22; (в последнее время практикуется применение аппаратов с оребрением 20);

3) широкий диапазон применяемых материалов обеспечивает надежную эксплуатацию при различных технологических средах, температуре, давлениях и агрессивности среды;

4) возможность дистанционного или ручного регулирования угла поворота лопастей вентилятора;

5) надежная эксплуатация в районах с холодным, умеренным и тропическим климатом и в районах с сейсмичностью 7 баллов;

6) широкая унификация секций аппаратов, опорных конструкций, приводов и других элементов;

7) детально разработанная техническая документация, облегчающая выбор, заказ, поставку и ремонт аппаратов.

5.2 Аппарат воздушного охлаждения горизонтального типа АВГ Аппарат воздушного охлаждения горизонтальный типа АВГ предназначен для конденсации и охлаждения парообразных, газообразных и жидких сред в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности.

Таблица 5 — Технические характеристики АВГ

Давление рабочее, МПа	0,6; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3
Температура рабочей среды, С	— 40…300
Количество теплообменных секций
Число рядов труб в секции	4, 6, 8
Число ходов по трубам	1, 2, 3, 4, 6, 8
Количество труб	82, 94, 123, 141, 164, 188
Длина теплообменных труб, м	4, 8
Коэффициент оребрения	9; 14,6; 20
Поверхность теплообмена, м 2	875−6400
Диаметр колеса вентилятора, м	2,8
Мощность тихоходного электродвигателя, кВт	22, 30, 37
Масса, кг	7230−25 760
Материальное исполнение	Б1; Б2; Б2.1; Б3; Б3.1; Б4;Б4.1; Б5; Б5.1.

Аппарат, представленный на рисунке 5, состоит из горизонтально расположенной секции оребренных труб, которая устанавливаятся на металлоконструкциях. Под этой секцией располагается осевой вентилятор, который нагнетает воздух для охлаждения оребренных поверхностей труб, по которым проходит охлаждаемая среда. Число секций — 1. В секции может быть 4; 6 или 8 рядов труб, расположенных в шахматном порядке по вершинам равносторонних треугольников.

Рисунок 5 — Аппарат воздушного охлаждения типа АВГ Для исключения температурных деформаций при нагревании секции крепятся к опорным металлоконструкциям только с одной стороны. Для предотвращения утечки воздуха предусматривается устройство с боков секций дефлекторов.

Осевой вентилятор состоит из колеса, на ступице которого закреплены 8 поворотных лопастей, редуктора, электродвигателя и аэродинамических элементов.

В настоящее время более широкое применение нашли аппараты воздушного охлаждения с безредукторным приводом. В этом случае применяют тихоходные электродвигатели серии ВАСО. Аппарат комплектуется устройством для изменения угла поворота лопастей вентилятора в пределах 10—25°. С помощью изменения угла поворота лопастей можно подобрать наиболее экономичный режим охлаждения. Для снижения температуры охлаждающего воздуха в летний период предусматриваются форсунки, с помощью которых в воздух вспрыскивается вода.

В зимний период времени для поддержания постоянной температуры охлаждаемых продуктов используется конструкция автоматически открывающихся и закрывающихся жалюзей. В тех случаях, когда температура воздуха очень низка и возможно переохлаждение конденсируемой жидкости практикуется полная остановка вентилятора или реверсирование электродвигателя вентилятора, с тем чтобы вентилятор прокачивал воздух сверху аппарата.

Заключение

В данном курсовом проекте был произведен технологический расчёт магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции. Плановый объем транспортируемого газа Q _г =20,08 млрд. м³ /год; протяженность газопровода составляет L =914 км. В ходе расчета были получены следующие результаты:

1. Рабочее давление в газопроводе Р =7,35 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы D _н =1220 мм с толщиной стенки трубы д=15 мм ХТЗ, изготовленные по ТУ 14−3р-04−94 из стали 12ГСБ.

2. Суточная производительность компрессорной станции Q =57,28 млн. м³ /сут.

3. Расчетное число компрессорных станций n=6, расстояние между ними l =130,57 км.

4. На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов, оборудованных нагнетателями НЦ-16/76−1,44. Плотность газа при условиях всасывания с _вс =40,54 кг/м³ ; требуемое количество нагнетателей m _н =2; производительность нагнетателя при условиях всасывания Q _вс =330,66 м³ /мин; расчетная частота вращения вала нагнетателя n =4765,4 об/мин; мощность на муфте привода Ne =9482,836 кВт; температура газа на выходе ЦН Т_наг =315,418 К.

газопровод компрессорный центробежный нагнетатель

Л. И. Типовые, Ю. Д. Справочник, А. Н. Энергетика, Р. А. Компрессорные, Ф. М. Машины, К. Ф. Технологический, А. М. Проектирование

8. СНиП 2.05.06−85*. Магистральные трубопроводы [Текст] / Минстрой России. — Москва: ГУП ЦПП, 1996. — 118 с.

9.СТО Газпром 2 — 3,5 051 — 2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. — М.: ООО «ИРЦ» Газпром, 2006.-192 с.