ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего  и профессионального образования

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Институт  Транспорта 
 
 

Кафедра ПЭНХ 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект 

На  тему: Проект компрессорной станции  

    По  дисциплине: Проектирование и эксплуатация НС и КС. 
 

                                                                                               

Выполнил: шелепова Д. В.

группА: Нднтх-05

ПРОВЕРИЛ: Шикк Э.А.

                            
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Тюмень 2008г.

ВВЕДЕНИЕ 

      Развитие  газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего  совершенствования эксплуатации и  обслуживания систем трубопроводного  транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

      Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых  месторождений до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его сжатии.

      Приобретенная газом энергия в последующем  расходуется на преодоление газовым  потоком гидравлического сопротивления  трубопроводов.

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

      Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций, устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой – исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

      Оптимальный режим работы компрессорных станций  в значительной степени зависит  от типа и числа газоперекачивающих агрегатов, установленных на станции, их энергетических показателей и  технологических режимов работы.

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

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ [3]

 

     На  таблице 1 представлена характеристика газов Комсомольского месторождения. 

     Таблица 1

 
 

Определим плотность транспортируемого газа из выражения:

     

,

где 1,205 – плотность воздуха при стандартных условиях ( t = 20°C и   Р = 0,1013 МПа);

Δв – относительная плотность по воздуху. ( ,при t = 20 ) 

Газовая постоянная в данных условиях:

,

где R – универсальная газовая постоянная. 

Расчетная температура  транспортируемого газа на глубине  заложения газопровода h=2,1м:

tгр = 3°C 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА [2]

 

      К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности. 

Определение суточной производительности КС:

,

где Qгод – годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, ;

       - коэффициент использования  пропускной способности газопровода;

       - 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, , ;

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

 

      При рассчитанной производительности наиболее экономичным типом компрессорных  машин будет выступать газотурбинные установки (ГТУ). 

Выбор оптимальной  марки ГТУ. 

      Из множества компрессорных машин требуемого типа предварительно выбираем 3 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). 
 
 
 
 

     

     

        Для каждого варианта и подварианта КС определяем число резервных машин, степень сжатия КС и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. 

     Выбранные марки: ГТК – 5, «Коберра – 182», ГТН - 25. 

      Проводим  экономическое обоснование наиболее экономичной марки ГТУ. На основе величин степени сжатия ε и приведенных затрат на КС С_к  рассчитывается комплекс. Окончательно принимается тот вариант КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса:

     

 

     Технические характеристики ГТК – 5:

-  суточная подача ;

- давление нагнетания ;

- давление на входе 1й, 2й и 3й ступени сжатия соответственно , , ; 

Выбираем  двухступенчатое сжатие. Следовательно степень сжатия:

Схема соединения – три группы в параллель (рис.1) 

Рис. 1. 

В итоге  – 6 рабочих неполнонапорных ГТУ  и 2 резервных агрегата. 

Приведенные затраты на КС: 

     

, 
 

где Э – эксплуатационные затраты на станции, тыс.руб/год;

     К – капиталовложения в КС, тыс.руб/год;

     Е – отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для  объектов транспорта и хранения нефти  и газа 0,15  1/год.

                       ;     

     n – число работающих ГПА на станции;

      - число резервных ГПА;

      - коэффициенты, отражающие затраты,  связанные с ГПА и другими  системами и службами, независимыми от числа ГПА на станции.

     

     

С учетом района строительства (Тюменская область) вводим поправочные коэффициенты:

     - на капвложения 2,0, следовательно  Э = 3954 ;

     - на эксплуатационные расходы К = 15430,5 .

Приведенные затраты:

     

Значение  комплекса для КС с ГТК-5:

 

     Технические характеристики ГТН-25: 

-   суточная подача  ;

-   давление нагнетания  ;

-   давление на входе в нагнетатель  ; 

Имеем одноступенчатое сжатие, так как  нагнетатель полнонапорный, следовательно  степень сжатия: 

 

Схема соединения – параллельная (рис.2) 
 
 
 

Рис. 2. 

В итоге  – 3 рабочих и 1 резервный агрегат.

     Рассчитываем  значение комплекса  :

     

     

Поправочные коэффициенты:

     - на капвложения 2,0, следовательно  Э = 5588 ;

     - на эксплуатационные расходы  К = 22299 .

Приведенные затраты:

     

Значение  комплекса для КС с ГТК-5:

     

       

     Технические характеристики «Коберра-182»: 

-   суточная подача  ;

-   давление нагнетания  ;

-   давление на входе в нагнетатель  ; 

Имеем одноступенчатое сжатие, так как  нагнетатель полнонапорный, следовательно  степень сжатия:

Схема соединения – параллельная (рис.3) 

Рис. 3.

В итоге  – 2 рабочих и 1 резервный агрегат.

     Рассчитываем  значение комплекса  :

     

     

Поправочные коэффициенты:

     - на капвложения 2,0, следовательно  Э = 5032 ;

     - на эксплуатационные расходы  К = 22964,55 .

Приведенные затраты:

     

Значение комплекса для КС с ГТК-5:

     

     Сравнив значения комплексов , останавливаем свой выбор на марке ГТК-5, как на наиболее экономически целесообразном варианте.

     Полная  технические характеристики ГТК – 5:

-   суточная подача ;

-   давление нагнетания  ;

- давление  на входе 1й, 2й и 3й ступени  сжатия соответственно  , , ;

-   степень сжатия ε = 1,495;

-   номинальная мощность привода  N = 4,40 МВт;

-   коэффициент полезного действия  η = 0,26;

-   частота вращения

-   расход топливного газа  , давление Р = 0,9 МПа;

-   расход пускового газа  , давление Р = 2,0 МПа. 
 

3. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС [1]

 

      Расчет режима работы 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

      

      Экономичность КС с центробежными нагнетателями - при Р_н =Р’_н   и следующих условиях:

 

3.1. Расчет располагаемой  мощности ГТУ 

      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; Р_а - расчетное давление наружного воздуха МПа (принимаем Р_а=0,1013 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;

 
 
 
 
 
 
 

     

     

3.2. Расчет режима  работы нагнетателей  первой ступени  сжатия 

3.2.1. 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, К; Р_в1 и Р_вх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; ΔР_вх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС , МПа. 

3.2.2.    Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель. 

- газовая  постоянная, плотность газа при  нормальных условиях (см. п. 1):

;  .

- плотность газа при условиях всасывания, кг/м³:

,

где Z₁ - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания. 

3.    Определение объемной производительности нагнетателя в :

где Q - производительность нагнетателя, м³/сут; Q_кс - производительность КС в ; К - количество параллельно работающих нагнетателей.

 

3.2.4. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя: 

      а) из условия экономичности работы нагнетателя

;

;

. 

В итоге  условие допустимый интервал:

 

      б) из условия соблюдения правил технической  эксплуатации газотурбинного привода  нагнетателя

. 

В итоге  условие допустимый интервал:

 

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

3.2.5.   Потребная частота 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 (п. 3) при n = n_н. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n , определенным в п. 3.2.4.

      Принимаем потребную частоту вращения ротора нагнетателя

 

3.2.6.   Приведенная производительность нагнетателя.

3.2.7.   Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характеристики;  

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.

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа. 

Степень сжатия в нагнетателе ε и относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя:

  ;    

9.   Расчет мощности, потребляемой нагнетателем.

 

 

10. Определение потребной мощности для привода  нагнетателя

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверяем на соответствие условию:

условие не выполняется.

Принимаем

 
 

-   Приведенная производительность нагнетателя.

-   Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характеристики;  

-   Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа. 

Степень сжатия в нагнетателе ε, относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей и политропический КПД по приведенной характеристике нагнетателя:

  ;   ;    

-   Расчет мощности, потребляемой нагнетателем. 

 

-   Определение потребной мощности для привода нагнетателя 

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора. 

Проверяем на соответствие условию:

Условие  выполняется. 
 
 

11. Расчет  параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия

 

где P_н1 и T_н1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно. 

3.3. Расчет режима  работы нагнетателей  второй ступени  сжатия 

3.3.1. Определеним параметры газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия.

 

где P_в2 и T_в2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К; ΔP₁ - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа. 

3.3.2.    Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель. 

- плотность газа при условиях всасывания, кг/м³: