Проектирование компрессорного цеха

ВВЕДЕНИЕ

Энергоемкость транспорта природных газов в  основном определяется энергоемкостью процесса перемещения газа по трубопроводу, который, в свою очередь, определяет энергозатраты на компримирование газа по станции и перемещение его по трубопроводу. Анализ энергозатрат, необходимых для перемещения газа по трубопроводу, показывает, что для их снижения необходимо, в частности: понижать температуру транспортируемого газа; повышать давление транспортируемого газа и охлаждать газ перед его компримированием на станции.

Для охлаждения транспортируемого газа наибольшее распространение на компрессорных станциях получили аппараты воздушного охлаждения (АВО), имеющие целый ряд преимуществ перед другими типами теплообменник аппаратов: они надежны в эксплуатации, экологически чисты, достаточно просто подключаются к обвязке компрессорной станции.

Применяемые на КС АВО газа за счет высоких численных  значений коэффициентов оребрения (примерно 8—20), характеризующих отношение площади наружной поверхности к площади поверхности гладких труб, имеют весьма развитые наружные поверхности теплообмена.

Теплообменные секции АВО относительно уровня земли  могут располагаться горизонтально (АВГ), вертикально, наклонно и зигзагообразно (АВЗ), образуя различную конструктивную компоновку агрегата. Как показывает опыт использования этих аппаратов на газопроводах, наиболее приемлемой конструкцией является аппарат с горизонтальным и зигзагообразным расположением теплообменных секций, что значительно упрощает монтажно-ремонтные работы по АВО и обеспечивает хорошее распределение потоков воздуха по секциям. Наиболее приемлемым расположением вентиляторов для АВО горизонтального и зигзагообразного типов следует признать их компоновку па линии нагнетания.

В настоящее  время можно с уверенностью утверждать, что АВО газа являются одним из основных и весьма необходимых технологических узлов компрессорной станции на газопроводах большего диаметра (Д≥ 1020- 1420 мм).

В силу того что эффективность охлаждения газа в АВО напрямую зависит от разности температур между теплоносителями, все существующие схемы предусматривают охлаждение газа после его компримирования на станции, когда температура газа после нагнетателей может находиться на уровне 40—50°С и выше. При отсутствии АВО подача газа с такой температурой в трубопровод приводит к тому, что он не успевает охлаждаться на участках между станциями до уровня первоначальной температуры перед компримированием на предыдущей станции. В результате этого по мере увеличения дальности транспорта газа, от станции к станции, по длине трубопровода происходит непрерывное повышение температуры транспортируемого газа. Это, в свою очередь, приводит к

 увеличению  затрат мощности на транспорт газа, к ряде случаев — к потере устойчивости трубопровода, нарушению изоляционного покрытия, снижению пропускной способности газопровода и т.д.

В северных регионах страны, где газопроводы  в ряде случаев проходят по зонам  вечной мерзлоты, высокие температуры  транспортируемого газа могут привести к расстаиванию грунта и, как следствие, к потере устойчивости трубопровода. Все это вызывает необходимость осуществлять охлаждение компримированного газа на КС перед подачей его в газопровод.

В этих условиях использование АВО оказывается  наиболее эффективным. Глубина охлаждения газа, в зависимости от количества включенных аппаратов, обычно достигает величины 15—25°С.

Охлаждение  газа в АВО в основном преследует две цели: первой и основной является предотвращение технических осложнений, в частности, нарушения изоляции при транспорте нагретого при сжатии газа, второй — повышение пропускной способности линейных участков газопровода в условиях охлаждения транспортируемого газа.

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод. На реконструируемых компрессорных станциях допускается проектировать установки охлаждения газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.

Следует предусматривать  аварийную остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе аппаратов воздушного охлаждения газа выше 70 °С.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ  РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

 

1.1 Выбор рабочего давления 

1.1.1 Принимаем  рабочее (избыточное) давление в  газопроводе p=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно р_вс=5,1 МПа и р_наг=7,5 МПа. Согласно принятого уровня давления и годовой производительности по табл. 3 принимаем условный диаметр газопровода D_y=1200 мм. Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД=283К, газопровод прокладывается в смешанных грунтах К_ср=1 Вт/(м²·К) [5].

По газопроводу  транспортируется газ следующего состава

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	СО2	N2
Объемная доля, %	99,0	0,028	0,007	0,003	0,063	0,855

 

1.1.2 Для строительства газопровода принимаем  трубы D_н=1220 мм Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12ГСБ.

Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода

где R1^н — нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1^н =σ_в), σ_в=510 МПа[1, приложение А];

m - коэффициент условий работы, m=0,9. [6];

k₁-коэффициент надежности по материалу, k₁=1,4 [1, приложение А];

k_н-коэффициент надежности по назначению,k_н=1,05 [6].

 

 

 

где  р - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

 п_р— коэффициент надежности по нагрузке, п_р=1,1 [6];

R₁- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

 

 

Принимаем стандартную толщину  стенки трубы δ=15 мм [1, стр. 48].

Внутренний диаметр газопровода

1.2 Расчет свойств перекачиваемого  газа

1.2.1 Плотность  газа при стандартных условиях 

 

 

где    a₁,…а_п - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа[1, приложение Б];

p₁,…р_п- плотность компонента при стандартных условиях (Т=293К, Р=0,1013 МПа), кг/м³ [1, приложение Г].

 

 

1.2.2 Молярная  масса 

 

 

где    m₁,…М_n - молярная масса компонента, кг/моль [1, приложение Г].

 

 

1.2.3 Газовая  постоянная

 

где     R_г = 8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).

 

 

1.2.4 Псевдокритические температура и давление

где Р_КРi, Т_КРi – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по [7].

 

1.2.5 Относительная  плотность газа по воздуху 

 

1.2.6 Суточная  производительность газопровода 

 

 

где    К_И— оценочный   коэффициент  пропускной  способности  газопровода.

 

где К_РО - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ;

К_ЭТ - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;

К_НД - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания.

К_РО=0,98 [1, стр. 23];

К_ЭТ=0,98 [1, стр. 23];

К_НД=0,97 [1, табл. 2].

 

 

 

1.3 Определение расстояния  между КС и числа КС

1.3.1 Пользуясь данными таблицы 4 [1, стр.25], определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС

 

                           р_н=р_наг-(δр_вых+ δр_охл)

 

где δр_вых - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), δр_вых=0,11МПа;

 δр_охл- потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку, δр_охл=0,06МПа.

 

р_н=7,5-(0,11+ 0,06)=7,33 МПа

 

Давление  в конце участка газопровода

 

р_к=р_вс+∆р_вс

 

где ∆р_вс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки  газа, ∆р_вс =0,12 МПа [1, табл. 4].

 

р_к=5,1+0,12=5,22 МПа

 

1.3.2 Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном 
участке.

 

 

где Т_о- температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т_о =278 К (Комсомольское месторождение), Т_н - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313К.

 

 

1.3.3  В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению

 

 

где k_э- эквивалентная шероховатость труб, k_э=3·10^-5м [3].

 

1.3.4 Коэффициент  гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

 

где Е_г- коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95;

 λ_ТР- коэффициент сопротивления трению.

Тогда

 

 

1.3.5 Среднее  давление в линейном участке

 

 

1.3.6 Приведенные значения давления и температуры

 

 

1.3.7 Коэффициент сжимаемости газа

 

 

где

 

Подставляя  данные получаем

 

 

1.3.8 Расчетное расстояние между КС составит

 

 

1.3.9 Определяем расчетное число компрессорных станций

 

=

 

где L-длина магистрального трубопровода (км).

1.3.10 Округляем расчетное число КС до целого значения п=6, после чего уточняем расстояние между КС

 

 

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

1.4.1 Принимаем в качестве первого приближения значения λ, Т_СР и Z_СР из первого этапа вычислений

 

; ;  

 

1.4.2 Определяем  в первом приближении значение р_к

 

 

1.4.3  Определяется среднее давление

 

 

1.4.4. Определяем средние значения приведенного давления и температуры

 

1.4.5.Удельная теплоемкость газа 

 

 

где R – газовая постоянная.