Гидромашины

Министерство образования  Российской Федерации

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Методические  указания по курсовому проектированию

для студентов специальности 0907-«Проектирование, сооружение, и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

 

Тюмень 2000

 

Утверждено редакционно - издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета

 

Составитель: Перевощиков С. И., профессор, к. т. н.

 

 

 

 

 

 

 

©Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2000 г.

1. ВВЕДЕНИЕ

 

Основное предназначение компрессорных  станций газопроводов - сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы  транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам.

Надежность и экономичность  транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.

 

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

2.1. Компрессорные станции представляют  собой совокупность относительно разнородных объектов, функционально подчиненных друг другу. Это - основные и вспомогательные технологические установки по транспорту газа, вспомогательные системы, обеспечивающие всю КС и ее технологические установки энергией, водой, тепловой энергией, связью и т.д., а также подсобно-производственные и административно-бытовые помещения, вспомогательные объекты.

Общие технико-экономические показатели КС в основном определяются типом, количеством  и техническим состоянием компрессорных  машин, осуществляющих непосредственный транспорт газа, и приводящих их двигателей.

В силу отмеченного основное внимание при проектировании и эксплуатации КС уделяется газоперекачивающим агрегатам (ГПА) и их вспомогательным системам, определяющим эффективность работы ГПА.

Данное обстоятельство учитывается  при составлении тематики курсовых работ.

2.2. Курсовая работа может быть посвящена либо проектированию КС, либо эксплуатация ее. Возможны и смешанные варианты. Во всех случаях работа состоит из графической части, которая выполняется на одном листе 24 формата и расчетно-пояснительной записки объемом 15-20 страниц, выполненной с соблюдением требований ЕСКД.

Графическая часть содержит комментарии  в расчетно-пояснительной записке  работы. Комментарии оформляются  в виде отдельного раздела.

Расчетно-пояснительная записка  должна содержать приведенные характеристики, используемых на КС нагнетателей, а для газомотокомпрессоров - загрузочные кривые,  упрощенные схемы систем смазки ГНА и  уплотнения вала нагнетателя (для КС с нагнетателями) /2/ /З/ /4/ /6/.

2.3. Проект компрессорной станции  в объеме курсовой работы включает  в себя: выбор основного оборудования станции, расчет режима работы КС и спецраздел.

Примерный перечень тем  спецраздела:

- разработка узла очистки газопровода;

- разработка установки очистки  газа;

- разработка установки охлаждения  газа;

- разработка установки подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд;

- разработка вариантов и технических  решений использования вторичных энергетических ресурсов КС;

- технологический расчет внутриплощадочных  коммуникаций КС;

В графическую часть данного  варианта работы входит технологическая схема КС и технологическая схема разработанной в спецразделе установки или чертеж оборудования КС.

2.4. Курсовая работа, посвященная  вопросам эксплуатация КС а  также содержит общую часть  и спецраздел. Общая часть состоит из расчета режимов работы КС на различные условия эксплуатации станции с выбором оптимальных способов регулирования режимов работы КС.

Примерный перечень тем спецраздела:

- расчет режимов работы установки  охлаждения газа при различных условиях эксплуатации станции;

- расчет расхода газа на собственные  нужды и разработка мероприятий  по снижению газопотребления  КС;

- анализ технического состояния  ГПА по данным эксплуатации и разработка мероприятий по повышению надежности ГПА.

Графическая часть работ данного вида состоит из выполненных на одном листе технологической схемы КС и графической иллюстрации спецраздела. В качестве последней могут быть использованы: чертеж АВО, тепловая схема ГТУ с технической характеристикой ее и вспомогательных систем ГТУ.

2.5. Курсовая работа выполняется студентом самостоятельно. Завершенная работа подписывается исполнителем и сдается в установленные заданием сроки на проверку консультанту. Последний решает вопрос о степени готовности работы и допуске ее к защите. Законченная работа защищается перед комиссией.

2.6. Настоящие методические указания  могут быть использованы для самостоятельного изучения раздела "Компрессорные станции" дисциплины "Насосные и компрессорные станции", а также при выполнении отдельных разделов курсовых проектов по дисциплине "Трубопроводный транспорт" и при дипломном проектировании.

2.7. При выполнении курсовой работы, данные методические указания подлежат обязательной проработке по всем разделам: по разделам, указанным в задания, выполняются соответствующие расчеты и графические построения, по остальным разделам - проработка рекомендованной литературы.

 

 

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО  ВЫПОЛНЕНИЮ ОТДЕЛЬНЫХ РАЗДЕЛОВ  РАБОТЫ

 

3.1. Выбор основного оборудования  КС.

 

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 одинаковы¹.

Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью  следующего выражения /1/

 

, млн.м3/сут

где Q_год - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд.м³/год;

- коэффициент использования  пропускной способности газопровода; 

K_рс ,K_эт – 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, K_рс =0,95, K_эт=0,98;

- коэффициент учитывающий запас  пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается по приложению I.

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 /2/ /3/ /4/ /5/ 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 одноступенчатый 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 (приложение 2), степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода  /2/ /З/ /4/ /5/. На основе значений ξ  и С_к  рассчитывается комплекс (1). Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса (1).

    (1)

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 (приложение 3 и 4) и стоимости потребляемой ГПА энергий в виде газа и электроэнергии (раздел 3.10, приложение 5 и 6).

При равенстве приведенных затрат (комплекса χ) для обоих типов привода² 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.

 

3.2. Расчет режима работы КС

 

Расчет режима работы КС производится при проектировании станций и газопроводов, а также при их эксплуатации. Цель расчета режима работы КС при проектировании:

а) проверка возможности и экономичности  транспорта газа в заданном количестве выбранным оборудованием КС; определение методов регулирования работы КС для достижения станцией требуемых технологических параметров (подачи и давления);

б) определение параметров газа (давления и температуры) на входе и выходе КС для нахождения потребного количества станций и их расстановки по трассе газопровода;

в) разработка мероприятий, предотвращающих  перегрев газа и перенапряжение трубопроводов  на выходе КС, а также мероприятий, обеспечивающих наиболее экономичный  транспорт газа подобранным оборудованием.

При эксплуатации КС расчет режима ее работы проводится в следующих целях:

а) проверка возможности транспорта газа в заданном количестве в различные периоды эксплуатации КС (по месяцам, сезонам и т.д.);

б) определение количества работающих ГПА и способов регулирования  режима их работы для достижения КС требуемых технологических параметров;

в) оптимизация транспорта газа в  различных условиях эксплуатации.

Результаты расчета режимов  работы КС используются также для определения зон возможного выпадения кристаллогидратов в трубопроводе и разработки профилактических мероприятий.

Во всех случаях расчет состоит  в определении мощности N , потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности , развиваемой приводящим ее двигателем.

Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства (2)

    (2)

Экономичность - при Р_н =Р’_н   и следующих условиях / I /;

а) КС с центробежными нагнетателями

         (3)

б) КС с газомотокомпрессорами

    (4)

где P_н - давление на выходе КС;

Р’_н - номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при неполном развитии КС и газопровода или их недогрузке);

η_пол - политропический к.п.д., определяемый по приведенной характеристике нагнетателя;

T_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по данным СНиП 2.01.01 - 82 /2/ /16/.

При проектировании КС ( газопровода) рассчитывается для среднегодовых значений  Т_а, при эксплуатации - для среднего значения Т_а. в рассматриваемый период времени (месяц, квартал и т.д.).

Численные значения и для различных типов компрессорных машин и приводящих их двигателей рассчитываются различным образом.

 

3.2.1. Расчет располагаемой мощности  ГМК

Расчет проводится по методике, изложенной в /2/, согласно которой располагаемая мощность в кВт равна:

где - номинальная мощность ГМК, кВт,

Р_а - атмосферное давление воздуха в районе расположения КС (приложение 9 ), МПа;

Р_s - парциальное давление водяных паров в зависимости от относительной влажности φ и температуры воздуха на входе двигателя /2/, МПа;

;

Т_з -расчетная температура воздуха, К;

Т_а - средняя температура атмосферного воздуха в рассматриваемый период /2/,К;

δТ - поправка на изменчивость климатических данных ( 1,5 К  - для средней температуры года и сезона, 2,5 К - для средней месячной температуры).

Значения  не доданы превышать . В противном случае следует принимать =

 

3.2.2. Определение располагаемой мощности электродвигателя.

При номинальных значениях параметров системы охлаждения двигателя располагаемая  мощность синхронного электродвигателя равна номинальной мощности.

При отклонения температуры охлаждающей  среды в системах охлаждения электропривода от номинальных значений располагаемая мощность должна определяться по приложению 13.

 

 

3.2.3. Расчет располагаемой мощности  ГТУ.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится  в зависимости от условий работы установки по формуле /1/

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; 

Р_а - расчетное давление наружного воздуха (приложение 9) МПа;

и - расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

Т_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К;

δТ_а - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, δТ_а=5 К;

Значения  , , , принимать по приложению 7. Численное значение при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимать равным 0,985, а при выполнении курсовой работы равным единице.

Значение располагаемой  мощности не додано превышать номинальную мощность на 15% (для ГПУ-10  номинальной мощности). Если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать

=1,154    (для ГПУ-10 = )

 

3.2.4. Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами

Мощность N находится при расчете режимов работы компрессорных машин (КМ). Данный расчет состоит в определения потребного числа работающих КМ на КС и методов регулирования режимов их работы для обеспечения станции заданных значений подачи Q, давления всасывания Р_вх, давления нагнетания Р_н и температуры газа на выходе КС Т_н.

Расчет выполняется отдельно для различных видов КС магистрального газопровода - головной КС (ГКС), последней КС газопровода, промежуточных станций.

Различие в расчете  режимов работы КМ названных станций  состоит в том, что давление на входе ГКС в общем случае отлично от давления на входе других КС, а давление на выходе последней КС - от аналогичного давления на других станциях.

Возможны случаи, когда режимы работы всех КС газопровода могут быть различны (например, при не полной загрузке газопровода и выведении из эксплуатации части станций, при наличии путевых подкачек и сбросов).

Перед выполнением расчета уточняется требуемая производительность станции, и обосновываются требуемые давления на входе и выходе КС, на основе расчета потерь давления на прилегающих к КС учасках газопровода.

 

3.2.5. Расчет режима работы поршневых  компрессорных машин ГМК.

Общие положения методики расчета  приведены в /2/ /3/.

1. Расчет требуемого давления на входе Р_в и выходе Р_н1 ГМК (в МПа),

где Р_вх и Р_н - давление на входе и выходе КС, МПа,

λ_в и λ_н- потери давления во всасывающих и нагнетательных клапанах компрессора, определяются по приложению 14;

ΔР_вх и ΔР_н потери давления соответственно во входных и нагнетательных технологических коммуникациях КС, определяются по приложению 8 или /I/, МПа.

2. Определение требуемой степени сжатия ГМК

3. Определение часовой производительности одного цилиндра компрессора по загрузочным кривым /2/ для двух случаев - при закрытых и открытых регуляторах производительности ("карманах") - соответственно q_оз и q_оо (в м³/ч).
4. Расчет суточной производительности одного ГМК (м³/сут) при закрытых q_з, и открытых q_о "карманах"

 

где i_к - число цилиндров ГМК;

Р_о - атмосферное давление, равное 0.0981 МПа;

Т_о = 293 К;

Т_в - температура газа на входе ГМК,

5. Расчет потребного количества работающих ГМК при закрытых n_кз и открытых n_ко "карманах"

где Q  - производительность КС, м³/сут.

6. Уточнение потребного количества ГМК.

При дробных значениях n_кз и n_ко производительность ГМК корректируется изменением частоты вращения вала компрессора для достижения целых значений n_кз и n_ко.

Необходимая частота вращения вала ГМК определяется из выражений

где n_н - номинальная частота вращения вала ГМК, об/мин,

n_кз и n_ко - расчетное количество, работающих ГМК на КС, округленное до целого числа.

Полученные значения n_з и n_о не должны выходить за допустимые пределы. Для ГМК типа 10 ГК допустимый диапазон изменения частоты вращения вала находится в пределах 250+315 об/мин при n_н = 300 об/мин.

К дальнейшему рассмотрению принимается  тот режим работы КС, который обеспечивает целое число работающих ГМК на станции и имеет резерв по способам регулирования. Допускается принимать режим работы КС, при котором наблюдается некоторое превышение числа работающих машин над расчетным дробным их количеством.

7. Расчет мощности, потребляемой ГМК при выбранном режиме работы компрессорной станции.

По загрузочным кривым /2/ находится  мощность N_i, потребляемая одним цилиндром ГМК, затем рассчитывается общая мощность, потребляемая всем ГМК N в кВт.

где i_к - число цилиндров ГМК;

N_i  - мощность, потребляемая одним цилиндром, л.с./(кг/см²);

n_*  - частота вращения вала ГМК (п_з  или п_о - в зависимости от выбранного режима работы КС ), об/мин.

При соблюдении неравенства  выбранный режим работы КС принимается окончательно; в противном случае следует сделать перерасчет режима работы станции, увеличивая число работающих машин и уменьшая частоту вращения их валов, либо используя другие методы понижения N.

8. Расчет температуры газа на выходе ГМК

Температуре, газа на выходе ГМК и  КС не должна превышать 60°С во избежание разрушения изоляции трубопроводов и не должна превышать температуру, допустимую из условия прочности и устойчивости трубопровода /23/ /6/ /12/.

 

3.2.6. Расчет режима работы центробежных  нагнетателей.

На компрессорных станциях, оборудованных  центробежными нагнетателями, может  иметь место одно- , двух- и трехступенчатое  сжатие. Расчет режима работы таких  станций проводится по отдельным ступеням сжатие. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющих единую ступень сжатия.

Общие положения методики расчета  изложены в /I/ /2/ /3/ /4/ /13/.

А. Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия

1. Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия

где Т_в1 и Т_вх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС;

Р_в1 и Р_вх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;

ΔР_вх - 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;

ρ_н и ρ_воз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м³;

Р_в1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;

ρ_{в1 -} плотность газа при условиях всасывания, кг/м³; 

Z₁ - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания /4/ /5/ /6/ /13/.

3. Определение объемной производительности нагнетателя в м³/мин

где Q - производительность нагнетателя, м³/сут;

Q_кс - производительность КС, м³/сут;

К- количество параллельно работающих нагнетателей.

4. Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя

а) из условия экономичности работы нагнетателя 

б) из условия соблюдения правил технической  эксплуатации газотурбинного привода  нагнетателя

где n_н - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

Q_пр.min и Q_пр.max - минимальное и максимальное значения Q_пр, соответствующе зоне приведенной характеристики с η_пол≥0,8;

n_Tmin и n_Tmax - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины /2/ /16/;

i - передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнетателя /7/.

Для нагнетателей с электроприводом, имеющим постоянную частоту вращения ротора, данный пункт расчета опускается.

5. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя.

Для обеспечения нагнетателю оптимальных  условий работы частота вращения его ротора додана быть равной или  близкой n_н. Значения n, отличающиеся от n_н. следует назначать лишь при невыполнении одного из условий (2) и (3) при n = n_н. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n , определенным в п. 4.

Для электроприводных нагнетателей с  постоянной частотой вращения ротора двигателя n = n_н.

6. Определение приведенной производительности нагнетателя

7. Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характеристики; размерность R_пр – Дж/(кг К).

8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

где - значение из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению из приведенной характеристики.

9. Определение степени сжатия нагнетателе ε и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя.
10. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

11. 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.

Рассчитываемый режим работы нагнетателей принимается окончательно при соблюдении условий (2) и (3). При невыполнении данных условий следует задаться новым значением n с учетом п.5 либо использовать другие методы регулирования и расчет режима работы повторить.