.
|
1
|
2
|
ε
|
P
|
ГТК-5
|
3+1
|
6+2
|
1,24
|
5,5
|
ГТК-10-2
|
2+1
|
4+2
|
1,27
|
7,5
|
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.
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 каждого варианта и подварианта КС определяется число
резервных машин (приложение 2), степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода.
На основе значений ξ и Скрассчитывается
комплекс.
По приложению 19 определяем приведенные затраты на КС.
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
Ск=Э+E*K, где
Э - эксплуатационные затраты на станции, тыс. руб./год;
К - капиталовложения в КС, тыс. руб.;
Е - отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для
объектов 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 резервных ГПА;
аЭ, bЭ,
cЭ, аК, bК - коэффициенты, отражающие затраты,
связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми 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
χ=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
χ=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
χ=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
Выбираем ГТК-10-2 с двухступенчатым сжатием с числом машин 4+2,
т.к. у него наименьшее значение комплекса χ=
2. Расчет требуемого напора ПНПС
Устанавливаемая мощность машин равна 60 Мвт, поэтому в
качестве электропривода берем 6 машин СТД-6000 (прил. 19).
Рассчитываем комплекс затрат 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
χ=СК*=19342.5
Для электрообеспечения электропривода выбираем 2 независимых
источников, находящихся на расстоянии 27 км и 165 км.
Экономически целесообразное напряжение на ЛЭП 35 и 110кВ.
2.1
Расчет затрат на сооружение ЛЭП
З=()*СЛЭП*СТ*nЛЭП, где
З - затраты на сооружение ЛЭП;
l1 и l2 - расстояния до независимых источников
энергии;
СЛЭП - стоимость ЛЭП;
СТ - стоимость трансформаторной подстанции;
nЛЭП - количество трансформаторных подстанций.
27*9+165*15+15+110=2861 тыс. р.
Рассчитываем стоимость электроэнергии, расходуемой на привод ГПА
КС:
,
гдеNУСТ - установленная мощность КС (суммарная
номинальная мощность всех резервных и рабочих ГПА), кВт;
NФ - фактический расход электроэнергии, кВт×ч;
П1 - основная плата, руб./кВт;
П2 - дополнительная плата, коп/(кВт×ч)
=*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 потери КС и предшествующего линейного
участка газопровода, тыс. м3/ч;
qЭ - расход газа
электростанциями собственных нужд, тыс. м3/ч.
Рассмотрим случай, когда машина 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 затраты на ГТУ:
ЗГТУ=СГГ+χ=1233+10267=11500 тыс. руб.
Общие затраты при установлении электропривода:
ЗСТД=+З+SЭ=19342+2861+3039=25242
Т.к. ЗСТД>ЗГТУ, то выбираем в качестве
установок газотурбинные машины с количеством 4 работающих и 2 резервных
(ГТК-10-2)
2.2
Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный
нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:
где - номинальная мощность ГТУ, кВт;
- коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;
- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной
системы;
- коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла
выхлопных газов;
Ра - расчетное давление наружного воздуха (приложение 9) МПа;
и - расчетная и номинальная температура
воздуха на входе ГТУ, К;
Та - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период,
К;
δТа - поправка на
изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на
входе ГТУ, δТа=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
.963≤7.249
2) Рассчитываем ном. мощность ГТУ при самой жаркой t° окр. воздуха:
=18.1°C;
=273+18.1=291 К
Δ=291+5=296.5 К
=8.6*0.956=8,23 МВт
При >273:
.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:
.794≤7.249
Расчетная мощность по среднегодовой температуре удовлетворяет
энергетическим требованиям, поэтому необходимое значение мощности добивается
путем изменения режимов работы ГТУ.
3.
Расчет режима работы нагнетателя
3.1
Расчет режима работы нагнетателя I ступени сжатия
) Определение параметров 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;
ΔРвх - потери давления во входных
технологических коммуникациях КС (приложение 8), МПа.
2) Расчет характеристик газа при условиях на входе в
нагнетатели
где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг
К;
Δ - относительная плотность газа по воздуху
(0,59);
ρн и ρвоз - плотность газа и воздуха при
стандартных условиях (20°С и 760 мм рт. ст.), кг/м3 (1,205);
Рв1 - давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия,
МПа;
ρв1 - плотность газа при условиях 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 объемной 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 изменения числа
оборотов ротора нагнетателя
По приложению 21Qmin=350 и Qmax=590, по прил. 16 nН=4800 об./мин.
nmin=nН; nmax=nН
nmin=4800=3764.339 об./мин.
nmax=4800=6345.6 об./мин.
где nн - номинальная частота
вращения ротора нагнетателя, об/мин;
Qпр.min и Qпр.max
- минимальное и максимальное значения Qпр, соответствующее зоне
приведенной характеристики с ηпол≥0,8;
nTmin и nTmax
- минимально и максимально 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
- параметры газа с приведенной характеристики
7) Проверка удаленности режима работы нагнетателя от
границы помпажа
Нагнетателю гарант. безпомпажная работа при соблюдении
неравенства
или =1,1≥1,007 - условие выполняется.
где - значение из приведенной характеристики,
соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению из приведенной характеристики.
8) Определение степени сжатия нагнетателе ε и относительной приведенной внутренней
мощности нагнетателей по приведенной характеристике
нагнетателя.
ε=1.3=260
9) Расчет мощности, потребляемой нагнетателем
кВт
10) Определение потребной 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)
Так как N≤1,15, то условие выполняется.
11) Расчет параметров 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 выбираем циклонный пылеуловитель ГП 106.00
Число пылеуловителей при данной температуре и плотности
выбираем по левому графику.
К=0,94
По графику Qmin=3.2 и Qmax=4
Из условия, Q= 16.5 млрд/год=50.3 млн./сутки ==53.51
=3.6
*4.2=58.8. Если 1 машина выходит из строя, то 13*4.2=54.6>53.5
Выбираем 14 пылеуловителей с производительностью Q=4.2 млн/сутки
5.
Разработка технологической схемы КС
Технологическая схема КС представляет собой технологическую
обвязку основных объектов станции, которая объединяет данные объекты в одно
целое и придает им определенные функциональные возможности. К основным
технологическим объектам относятся; компрессорный цех, установка очистки газа,
установки охлаждения 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 основу технологической схемы КЦ закладывается схема соединения
газоперекачивающих агрегатов, определенная технико-экономическим расчетом в п.
3.1. Данная схема детализируется по отдельным ГПА с использованием типовых
решений, изображенных в приложении 12.
При неполнонапорных нагнетателях и двухступенчатом сжатий на
КС технологическая схема КЦ может быть выполнена в двух вариантах - по типовой
и коллекторной схеме.
Особенность коллекторной схемы - использование для обвязки
ГПА трех коллекторов: всасывающего, промежуточного и нагнетательного.
Промежуточный коллектор является нагнетательным коллектором для первой ступени
сжатия и, одновременно, всасывающим коллектором для второй ступени сжатия.
С помощью коллекторной схемы создается возможность
использовать расположенные по концам или в середине цеха агрегаты как в первой,
так я во второй ступенях сжатия. Это обеспечивает повышенную гибкость
резервирования.
При разработке обвязки отдельных нагнетателей между
нагнетателем и врезками пускового контура обвода с кранами №3бис и
свечи с краном №5 следует предусматривать люки-лазы с внутренним диаметром 500
мм для установки шаров-разделиталей (конструктивно люки-лазы представляют собой
трубопровод длиной 500-600 мм, вваренный перпендикулярно к нагнетательному и
всасывающему трубопроводом нагнетателя).
На трубопроводе входа газа в нагнетатель после люка-лаза на
первоначальный период эксплуатации устанавливается защитная решётка.
Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя (при
ремонтах) следует устанавливать сливные вентили Dу = 25 мм
между кранами №1 и №2 и нагнетателем, а для опорожнения трубопроводов и
оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) -
свечи.
На линии заполнения нагнетателя газом (обвод. крана №1)
предусматривается два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с
пневмоприводом, а также дроссельная шайба.
пылеуловитель компрессорный станция
электропередача
Список
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.
. Новоселов
В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.И. Типовые расчеты при проектировании и
эксплуатации газопроводов. Уч. пособие. М., Недра, 1982.
. Трубопроводный
транспорт нефти и газа. Под ред. проф. Юфина В.А.М., Недра.1978.
. Транспорт
и хранение нефти и газа. Под ред. проф. Константинова Н.Н. и проф. Тугунова
П.И.М., Недра, 1975.
. Справочник
по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К., Л.,
Недра, 1977.
. Суринович
В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. М., Недра, 1986.
. Ходанович
В.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Тепловые режимы магистральных
газопроводов. М., Недра, 1971.
. Черкасский
В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М., Энергия, 1977.
. Касьянов
В.М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1970.
. Васильев
Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций.
М., Недра, 1981.
. СНиП
2.05.06 - 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.
. Бунчук
В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра, 1977.
. Вольский
В.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра,
1970.
. Рубинов
Н. 3. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.
. Агапкин
В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по расчетам
трубопроводов. М., Недра, 1987.
. Справочник
работника магистрального газопровода. Под ред. Бармина С.Ф.Л., Недра, 1974.
. Едигаров
С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ.
М., Недра, 1973.
. СНиП
2. 01. 01 - 82. Строительная климатология и геофизика.
. Методика
теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. М.,
ВНИИнефтемаш, 1982.
. Теплотехнические
расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов. Справочное
пособие. Загорученко В.А., Бикчентай Р.З., Вассерман А.А. и др. М., Недра,
1980.
. Язик
А.А. Системы и средства охлаждения природного газа. М., Недра, 1986.
. Эксплуатация
газопроводов Западной Сибири. Крылов В.Г., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев
Е.И.Л., Недра, 1985.
. Фурман
И.Я. Экономика магистрального транспорта газа. М., Недра, 1978.
. Перевощиков
С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Уч. пособие. Тюмень,
ТюмГНГУ, 1996.
. Перевощиков
С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Приложение к
методическим указаниям по курсовому проектированию. Тюмень, ТюмГНГУ, 2000.