Компрессорная станция

Фильтр-сепаратор состоит из корпуса 4, разделенного перегородкой 5 на две секции и снабженного торцевой крышкой 1 с быстроразъемным затвором и патрубками 1 и 7 для входа и выхода газа. В первой по ходу газа секции располагаются 54 фильтрующих элемента II, предназначенные для улавливания твердых частиц размером от 1 мкм и более. Для гашения скорости потока и защиты фильтрующих элементов от прямого удара струи газа установлен отбойный щиток 2. Во второй секции размещен пакет туманоуловителя 6, в котором газ окончательно очищается от жидких частиц в капельном и туманообразном состоянии. Под корпусом расположен дренажный коллектор 9 разделенный на две части перегородкой 10 и снабженный дренажными патрубками 8 из каждой части коллектора.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – крышка; 2 – отбойный щиток; 3 – входной патрубок; 4 – корпус; 5 – перегородка; 6 – пакет пылеуловителя; 7 – выходной патрубок; 8 – дренажный патрубок; 10 – перегородка коллектора; 11 – фильтрующий элемент.

Рисунок 1.8 – Конструктивная схема фильтра-сепаратора

 

Работа фильтров-сепараторов основана на принципе фильтрации газа через слой специальным образом обработанного стекловолокна толщиной 15 мм. Этот материал натягивается на перфорированную трубу (коэффициент перфорации около 23 %). По мере загрязнения фильтрующих элементов их заменяют на отключенном аппарате через открытую крышку с быстроразъемным затвором. Контроль за работой фильтра осуществляется по перепаду давления в секциях, номинальное гидравлическое сопротивление фильтра — 0,044 МПа, максимальный допустимый перепад давления (по мере загрязнения фильтрующих элементов) — до 0,078 МПа.

 

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух ступеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

 
Исходные данные для проектирования: 

1.Производительность газопровода (млрд.м3/год) Q= 4

2. Состав газовой смеси, %: Метан = 82; Этан =8; Пропан = 5; Бутан = 5;

3. Расчётная температура грунта  на глубине укладки,С0 tгр = -1,5;

4. Давление газа на входе в  КС, МПа Рв= 3,82;

5. Коэффициент динамической вязкости ,н с/м2, ? =10,5*106;

6.Длина газопровода, км, L= 1100;

7.Коэффициент годовой неравномерности  транспорта газа , а = 0,87;

8.Абсолютная отметка местности на площадке расположения КС, 110;

9.Температура газа поступающего  в КС, С0, tг=25.

 

2.1  Подготовка газа к транспорту.

 

Определение параметров газовой смеси.

?см= а1*?1+а2*?2+….+аn*?n 
где а1,а2- объёмные доли (%);

Р1,Р2- плотности компонентов смеси, кг/м3;

По заданным условиям:

Рсм= 0,82*0,717+0,08*1,344+0,05*1,967+0,05*2,494=0,91 кг/м3;

Относительная плотности газовой смеси: 
Р=Рсм / Рв=0,91 / 1,206=0,754

Определяем коэффициент сжимаемости Z=0,89

Определяем критическую температуру и давление, а так же приведенные их параметры: 
Ткр=а1*Ткр1+а2*Ткр2+…+аn*Tкрn 
Ркр=а1*Ркр1+а2*Ркр2+…+ап*Ркрп 
Ткр=0,82*190,9+0,08*305,1+0,05*368,6+0,05*425,8=220,5К; 
Ркр=0,82*4,65+0,08*4,95+0,05*4,4+0,05*3,6= 4,59МПа 
N=Р / Ркр 
N=Т / Ткр 
H = 5,5 / 4,59 =1,19 
H= 298 / 220,5=1,35

Вычисляем среднюю молярную массу газовой смеси: 
Мср=0,01(а1*М1+а2*М2+…+ап*Мп) 
Где М1,2,п –молярные массы компонентов; 
Мсм=0,01(0,82*16,083+0,08*30,07+0,05*44,097+0,05*58,124)=20,6

Определяем газовую постоянную смеси: 
Rcm= R / Mcm 

Где, R-универсальная газовая постоянная =8314,3 Дж/кмольК

Rcm=8314.3 / 20.6=403.6 Dж/кгК

Принимаем значение политропы среднее для природных газов m=1.3

 

2.2 Очистка газа от механических примесей.

 

Природный газ очень важно очистить от механических примесей,так как от этого зависит работа всего газопровода и газокомпрессорной станции в целом. Согласно техническим требованиям на природные газы содержание твёрдой взвеси не должно превышать 0,05 мг. На 1 м3 газа.

В оборудование для очистки природного газа входят: блоки пылеуловителей, фильтры-сепараторы, скрубберы, ёмкости сбора жидкости, включающие в себя автоматическую систему сбора конденсата.

В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители. В циклонных пылеуловителях используется центробежная сила. С уменьшением диаметра циклона увеличивается центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов).В циклонных пылеуловителях одновременно очищают газ от твёрдых частиц и жидкости.

 

Эффективность циклонного пылеуловителя составляет 88-98 %. 

Определяем количество пылеуловителей для данного проекта:

Пропускная способность циклонного пылеуловителя при давлении 3,84 МПа составляет Qпу=11,5 млн. м3/сут. Определим количество циклонных пылеуловителей:

Nпу=Q / 365*Qпу 
N= 4*109 / (365*11.5*106)=0.95 = 1 шт.

Принимаем к установке пылеуловителя (один резервный).

 

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонном пылеуловителе появляется необходимость выполнять вторую степень очистки, в качестве которой используют фильтры-сепараторы (ФС). В фильтр-сепараторе газ с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. После газ поступает во вторую фильтрующую секцию – секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в подземные ёмкости.

 Для работы в зимних условиях в системах очистки газа, в нижних частях оборудования устанавливаются электрообогреватели, конденсатосборником и контрольно– измерительными аппаратурой. При перепаде давления 0.04 МПа на фильтр-сепараторе необходимо произвести замену фильтрующих элементов на новые.

 

2.3Технологический расчёт газопровода. 

2.3.1 Исходные данные и принцип технологического расчёта.

 
Расчётная пропускная способность газопровода вычисляется по формуле:

Q= Qг / (365*Кг) ,м3/сут;

Где Qг – годовая пропускная способность газопровода, Кг –коэффициент годовой неравномерности транспорта газа = 0,9.

Q= 4*109/ (365*0,9)= 11,78*106 м3/сут. 

2.3.2 Выбор типа газоперекачивающего агрегата (ГПА):

 
При суточном расходе 11,78*106 м3/сут. Принимаем газоперекачивающий агрегат ГТК-6-750 с нагнетателем Н-300-1,23 ; её подача 18 млн. м3/сут.; мощность 6000 кВт; кпд 23%;номинальная частота вращения 6150.Принимаем два последовательно соединённых агрегата со степенью сжатия 1,24; начальное давление 3,6МПа,конечное 5,5МПа. 

2.3.3 Выбор диаметра газопровода.

 
В данном проекте диаметр газопровода принимаем без технико-экономических сравнений вариантов, D=1020 мм. 

 

2.3.4 Определение толщины стенки трубы.

 
Трубы изготовлены из стали 17Г2СФ, для которой номинальный предел прочности R1н=580 МПа, коэффициент условий работы по металлу m=0,9; коэффициент безопасности по материалу К1=1,5; коэффициент надёжности Кn=1,1

Тогда расчётное сопротивление равно:

R1 = R1н*m / K1*Kн = 580*0.9 / 1.5*1.1= 316,6 МПа 
Толщина стенки трубы считается по формуле: 
?=n*pn*D / 2*(R1+n*pn) 
где n-коэффициент надёжности по нагрузке =1,15, 
рн - рабочее давление =5,5 МПа, 
? = 1,15*5,6*1,02 / 2* (316,6+1,15*5,6) = 10,16 мм

Принимаем к проекту по ГОСТ трубу размером 1020х10,5 мм.

Внутренний диаметр трубы Dв= 999 мм.

 

2.4 Определение расстояния между КС. 
 
Рассчитываем коэффициент гидравлического сопротивления труб K,

труба 1020 работает в квадратичном режиме, значит K вычисляется по формуле:

K =0,03817 / Dвн0,2

K=0,03817 / 9990,2=0,0095 , с учётом местных сопротивлений α будет на 5% больше                      α=0,0095*1,05=0,0099

Расстояние между КС определяется по формуле:

L=K2*D5*(Pн2- Рк2) / ?*Z*∆*T0*Q2*1012

Где D-внутренний диаметр, Рн, Рк - начальное и конечное давление, К=3,32,Т0-температура окружающей среды =271,5 К,Q- суточный расход. 
L= 3,322*9995*(5,52- 3,822) / 0,0099*0,89*0,75*271,5*11,782*1012=777,8 км;

По этой же формуле определяем длину последнего перегона приняв давление в конце перегона 2МПа:

Ln=3,322*9995(5,52- 22) / 0,0099*0,89*0,75*271,5*11,782*1012=1152 км; 
Необходимое количество КС вычисляется по формуле: 
N= (L – Ln) / L = (1200-1152) / 777.8= 1 шт.

 

 

2.5 Расчёт режима работы ГКС. 

2.5.1 Определение режима работы газокомпрессорной станции:

 
Считаем газовую постоянную: газовая постоянная воздуха

Rв=278,53Дж/кгК

R= Rв / ∆ = 278,53 / 0,75=371,3 Дж/кг К 

2.5.2 Определяем плотность газа при условиях входа в нагнетатель первой ступени:

 

Tв1-температура на входе в КС,Рв1- давление на входе:

Nв1 = Рв1 / Z*R*Tв1 = 3.82*106 / 0.89*371.3*298=38,79 кг/м3

 
2.5.3 Объёмная производительность первого нагнетателя:

 

Qв1=Q*?см / 1440*?в1 = 11,78*0,91*106 / 1440*38,79=191,7 м3/мин.

 
2.5.4 Определяем относительную частоту вращения вала

нагнетателя:

 
Примем n1=5850 об/мин.

(n /n0) = n1 / n0*ZnnpRnnpTn/ZRT= 5000/6150*0.91*490*288/0.89*371.3*298=0,89 

2.5.5 С использованием приведённой характеристики нагнетателя 

 

при έ =1,24 и приведённой частоте (n/n0)=1.08 определяем объемную производительность Qпр=220 м3/мин.

Относительная мощность, потребляемая нагнетателем и его политропический кпд при Qпр=220 м3/мин. По характеристике составляет:

 

(Ni /?n) =200 кВт/(кг/м3) ?пол=0,81

 
2.5.6 Фактическая производительность нагнетателя составит:

 
Q =Qпр*n / n0 = 220*5000 / 6150=178,8 м3/мин.

 
2.5.7 Вычисляем коммерческий расход приведенный к стандартным условиям

 

Qк= G / ?0=1440*Q*?вх /?0*106 
?0=?воз*∆=1,206*0,75=0,904 кг/м3 
Qк=1440*178,89*38,79 / 0,904*106=11,05 млн.м3/сут;

 
2.5.8 Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем:

 
Ni=?вх*(Ni / ?н)*(n / n0)3 
Ni=38.79*200*(5000 /6150)3=4169 кВт.

 

2.5.9 Мощность на муфте привода нагнетателя равна:

 
Nc= Ni+Nмех =4169+100=4269 кВт 
Nмех- механические потери мощности в системе газоперекачивающего агрегата для этого типа агрегатов(100кВт). 
Температура газа после первого нагнетателя определяется по формуле: 
Тк1= Тн1*(Рк /Рн)m-1/m = 298*(1.321.3-1/1.3)=317.5К=44,50С. 

2.5.10 Давление на выходе из первого нагнетателя:

 
Рк1= Рн1*? = 3,82*1,24=4,73 МПа

 
2.5.11 Давление на входе второго нагнетателя:

 
Рн2= Рк1- 0,03 = 4,73 –0,03=4,7 МПа; где 0,03 МПа потери в обвязке между нагнетателями. 
?в2=Рв2 /Z*R*Tв2 = 4,7*106 / 0,89*371,3*317,5 = 44,7 кг/м3;

 
2.5.12 Объемная производительность второго нагнетателя:

 
Qв2= Q*?см /1440*?в2= 166,38 м3/мин.

 

2.5.13 Устанавливаем два газоперекачивающего агрегата последовательно.

 

 Устанавливаем частоту вращения  второго агрегата 5100 об./мин., относительная  частота 0,95,?=1,24.По характеристике  определяем объемную производительность Qпр2=270 м3/мин.; мощность потребляемую нагнетателем (Ni /?n)пр=250 кВт/кг/м3; политропический кпд ?пол=0,84; фактическая производительность Q=224 м3/мин.; коммерческий расход Qк=13,8 м3/сут.; мощность потребляемая нагнетателем Ni=5872 кВт. Мощность на муфте второго нагнетателя равна N1=5972 кВт.

Давление газа на выходе второго нагнетателя: 
Рк2=Рн2*? =4,7*1,24=5,8 МПа

Температура на выходе из второго нагнетателя: 
Tк2= Тн2*?m-1/m =317.5*1.241.3-1/1.3=333.6 К=600С.

 

2.6 Охлаждение  газа.

 

Необходимость охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании он нагревается. Это приводит к увеличению вязкости газа и, соответственно, затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды.

Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов.

Общий вид аппарата воздушного охлаждения показан на рис.2. Конструктивно он представляет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2…7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы выполняют оребрёнными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами аппаратов воздушного охлаждения являются простота конструкции, надёжность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).