Компрессорная станция “Москово”

Регулирование двигателя производится системой автоматического управления (САУ).

Газодинамическая  устойчивость компрессора обеспечивается регулируемыми направляющими аппаратами трех первых ступеней девятиступенчатого компрессора высокого давления (КВД), а при запуске двигателя - выпуском избытка воздуха за компрессором низкого давления (КНД) в атмосферу через клапан перепуска воздуха до набора заданной частоты вращения ротора КНД.

Поворотные  лопатки направляющих аппаратов (НА) КВД изменяют углы установки линейно в зависимости от частоты вращения ротора КВД. Поворот лопаток НА КВД производится с помощью агрегата управления механизацией компрессора.

Управление НА КВД  и клапаном перепуска воздуха  осуществляется гидроцилиндрами по командам САУ.

Привод редуктора (КПА 1) с агрегатами систем двигателя  и ГПА производится через центральный конический привод (ЦКП) от ротора КВД.

Привод коробки  агрегатов СТ (КПА 2) производится через  центральный привод агрегатов (ЦПА) от ротора СТ.

Масляная  система двигателя одноконтурная, циркуляционного типа, предназначена для охлаждения и смазки подшипников и зубчатых передач ГГ и СТ.

Двигатель оснащен  датчиками первичной информации и комплектом агрегатов, обеспечивающими  управление двигателем по командам электронной  части САУ.

 

3.2 Характеристика СПЧ 370 1,4/76-16/5300 АЛ31 СТ

 

СПЧ создается с целью  проведения модернизации нагнетателя  типа 370. Модернизированный нагнетатель  предназначен для сжатия  и транспортировки  природного газа по магистральному газопроводу  с рабочим давлением до 7,45 МПа. Основные параметры нагнетателя  с полнонапорной СПЧ при работе по схеме параллельно включенных ГПА, должны соответствовать характеристикам, указанным в таблице 1.7

 

 

 

 

Таблица 1.7

Наименование параметров	Значения параметров
Производительность объемная отнесенная к 200С и 1,1013МПа                                                                         м3/сут.	53,5·106
Производительность массовая,                                           кг/с	280,6
Давление газа конечное,                                                     МПа	7,45
Мощность потребляемая, (на муфте)                                МВт	15,8
Отношение давлений	1,4
Политропный КПД	0,82
Производительность объемная                                      м3/мин.	410
Давление газа на входе                                                        МПа	5,32
Температура газа на входе                                                      0С	10
Плотность газа отнесенная к 200С и 1,1013МПа              кг/м3	0,68
Частота вращения ротора нагнетателя (номинальная) об/мин	5200
Удельная газовая постоянная                                       Дж/кг·К	508,5
Коэффициент сжимаемости  газа при начальных условиях	0,895

 

В качестве базы для сравнения  при расчете принят стационарный газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4, эксплуатируемый на КС-5 «Москово» ООО «Баштрансгаз». Проектом реконструкции предусмотрена замена восьми агрегатов ГТК-10-4 на пять ГПА-16Р «Уфа». В настоящее время реконструкции подверглись два агрегата. Также, в процессе  реконструкции был демонтирован один агрегат, после чего было произведено усечение “гитары” (см. схему №2.)   При этом проектная схема работы ГПА следующая:

- для ГТК-10-4 – 6 ед. в работе, 1ед. в ремонте, 1 ед. в  резерве;

- для ГПА-16Р «Уфа»  – 3 ед. в работе, 1ед. в ремонте, 1 ед. в резерве.

Так как расчёт экономической эффективности реконструкции проведен по всей компрессорной станции, то в расчёте произведено сравнение в работе 5 новых агрегатов ГПА-16Р «Уфа» с 8 старыми агрегатами ГТК-10-4.

При расчетах экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) использованы фактические исходные данные, полученные от Дюртюлинского ЛПУ МГ, по наработке, расходам масла, топливного газа и электроэнергии по агрегатам ГПА-16Р «Уфа» и показатели из технических условий на ГТК-10-4 по вышеперечисленным расходам.

Данные по расходам топливного газа по ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа» определены специалистами Дюртюлинского ЛПУ МГ на основании реальных замеров мощностных характеристик ГПА за 2000-2006 гг. Применение их в расчетах позволяет получить реальную картину по экономии ТЭР.

 

4 Тепловой и гидравлический расчет участка газопровода

Проверочный Технологический расчет участка  газопровода 

«КЦ – Узел подключения»

После реконструкции  КС-5 Москово в связи с уменьшением числа агрегатов с 8 до 5 необходимо произвести усечение межцеховых технологических коммуникаций (Рис. 1)

Исходные данные для теплового и гидравлического расчета участка газопровода представлены в таблице 1.7:

Таблица 1.7

№ п/п	Параметры	Значение	Ед. изм.
1	Протяженность участка  газопровода, L	0,72	Км
2	Наружный диаметр газопровода, DH	1020	Мм
3	Толщина стенки трубы, d	16	Мм
4	Расход транспортируемого  газа, Q	95	млн.м3/сут
5	Начальное давление, Рн	6,9	МПа
Продолжение таблицы 1.7
6	Начальная температура, Тн	20,30,40,50	0С
7	Температура грунта, Тгр	5	0С
8	Коэффициент теплопередачи	0,6	Вт/(м2∙К)
9	Эквивалентная шероховатость	0,03	Мм
10	Гидравлическая эффективность	0,9

 

 

4.1 Расчет свойств природного  газа

По данным службы лабораторного  контроля и охраны окружающей среды  Дюртюлинского ЛПУМГ компонентный состав перекачиваемого газа представляет собой следующую смесь газов:

Метан    CH₄ – 98 %

Этан    C₂H₆ – 0,4 %

Пропан    С₃Н₈ – 0,2 %

Двуокись углерода  CO₂ – 0,1 %

Азот    N₂ – 1,3%

Определяем молярную массу 

М=а₁*М₂+а₂ *М₂+...+а_n*М_n

где  M₁,..., M_n - молярная масса компонента,

М=а₁*М₂+а₂ *М₂+...+а_n*М_n =0,98*16,04+0,004*30,07+0,002*44,09

+0,001*44,01+0,013*28,02=16,335 кг/кмоль

 

Определим плотность  природного газа при 0⁰С и давлении 0,1013 МПа (нормальные условия)

Определим относительную  плотность природного газа

Определим плотность  природного газа при 20⁰С и давлении 0,1013 МПа (стандартные условия)

Псевдокритические параметры  природного газа:

=155,24*(0,564+0,679)=192,96 К,

=0,1737*(26,831-0,679) = 4,53 МПа.

4.2 Расчет основных  параметров участка газопровода «КЦ – Узел подключения»

Для нахождения коэффициента гидравлического сопротивления, определим  внутренний диаметр трубы

D=1020-(2*16)= 988 мм,

Определим коэффициент гидравлического сопротивления

Определим среднюю температуру  газа на участке газопровода

 

Приняв в первом приближении  значение Z_ср=0,9, находим абсолютное давление в конце участка газопровода

Определим среднее давление газа на участке

МПа.

Находим средние приведенные  давление и температуру

 

Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг*К)) определяется по формуле

=1,695+1,838*10^-3*285,65+

+1,96*10⁶*(5,8-0,1)/285,65³=2,72кДж/(кг*К).

Коэффициент Джоуля-Томсона, К/Мпа

 К/Мпа.

Рассчитываем коэффициент “а” по формуле

Средняя температура

Определим коэффициент сжимаемости Z_ср

Определим коэффициент динамической вязкости по формуле

=

     Находим  значение числа Рейнольдса

     Коэффициент сопротивления трению и коэффициент гидравлического сопротивления

     Определяем конечное давление во втором приближении

 

     Оценим  точность проведенных расчетов

n=(6,78-5,99)*100= 79%

Так как полученный результат  отличается от предыдущего приближения  более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с определения значения средней температуры на участке.

После выполнения третьего приближения:

   n=(5,99-5,69)*100= 30%

Так как полученный результат  отличается от предыдущего приближения  более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя четвертое приближение, начиная с определения значения средней температуры на участке.

После выполнения четвертого приближения:

   n=(5,69-5,7)*100= 1%

На этом тепловой и  гидравлический расчет участка газопровода  заканчивается, но для более полного  представления о процессах происходящих на участке, рекомендуется производить  пересчет основных параметров при различных  входных температурах.

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1 Бык С.Ш. Фомина  В.И. Газовые гидраты. – М.: изд-во  ВИНИТИ,

   1970. -127с. (Серия “Химия”).

2 Жданова Н.В., Халиф  А.Л. Осушка природных газов.  – М.: Недра, 1975. – 160 с.

3 Катц Д.Л. Руководство  по добыче, транспорту и переработке природного                                                                                  газа. – М.: Недра, 1965.- 674 с.

4 Коротаев Ю.П., Кулиев  А.М., Мусаев Р.М. Борьба с гидратами  при транспорте газов. – М.: Недра, 1973. – 136 с.

5 Попов В.И., Хорошилов  В.А. Осушка газа. – М.: Недра,1972. – 107 с.

6 Сиротин А.М. Осушка  и очистка природных газов.  – М. изд-во ВНИИЭ Газпром, 1973. – 44 с. с ил.

7 Новоселов В.Ф., Гольянов А.И. Разработка мероприятия по рациональному планированию режимов работы КС ПО Баштрансгаз: Отчет о НИР.- Уфа: Изд. УНИ,- 1990.

8 Альбом приведенных  газодинамических характеристик  центробежных нагнетателей. Оргэнергогаз. ВНИИгаз.- М., Недра 1985.- 87с.

9 Гольянов А.И. и др. Характеристика центробежного нагнетателя для расчета режимов компрессорных станций магистральных газопроводов./Газовая промышленность. Серия Транспорт и хранение газа. Реферативный сборник.- М., Недра 1982.- №8.-16 с.

10 Щуровский В.А. и  др. Анализ состояния и перспектив  сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов. Газовая промышленность. Серия Транспорт и хранение газа.- М., Недра 1982.- №2.- 59 с.

11 Материалы с места  работы