Проектирование компрессорного цеха

2.6 Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя

 

 

2.7 Рассчитываем   внутреннюю   мощность, потребляемую ЦН

 

2.8 С учетом что механические потери мощности составляют 1% oт номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода

 

 

где N_мех- механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке ( 1% от номинальной мощности привода).

 

 

2.9  Вычисляем располагаемую мощность ГТУ

 

,

 

где N_e^H - номинальная мощность ГТУ кВт [1, табл. 6];

k_n- коэффициент тех. состояния по мощности, k_n=0,95 [1, табл. 6];

k_обл - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_обл=1);

  k_y- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии k_y=1);

k_t-коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУk_t=3,7[1, табл. 6];

Т_возд,, Твозд^н — соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К[2];

 р_а - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, р_а =0,1013 МПа.

 

 

2.10 Проверяем условие . Условие 8730<10121  выполняется.

2.11 Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН

,

 

где k –показатель адиабаты природного газа, k=1,31 [3].

 

 

На этом расчет можно считать  завершенным.

 

 

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КС

 

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

- приема на КС технологического  газа из магистрального газопровода;

- очистки технологического газа  от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределения потоков для  последующего сжатия и регулирования  схемы загрузки ГПА;

- охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

- вывода КЦ на станционное  "кольцо" при пуске и остановке;

- подачи газа в магистральный  газопровод;

- транзитного прохода газа по  магистральному газопроводу, минуя  КС;

- при необходимости сброса газа  в атмосферу из всех технологических  газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают  две принципиальные схемы обвязок  ГПА:

- схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;

- схема с параллельной коллекторной  обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

На рисунке 2 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода D_y 1400 мм, проходя через восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Охранный кран ВОК предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологи ческой обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА. С целью повышения надежности работы КС и снижения потерь давления газа на трение в на всасывании и нагнетании КС принята двухшлейфовая система подключения.

Из узла подключения  газ двумя входными шлейфами D_y 1000 мм при открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей — коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами D_y 1000 мм поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется двумя трубопроводами D_y 1000 мм на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения (подключение АВО — коллекторное) и далее по двум шлейфам D_у 1000 мм через открытые краны № 8 и 8а в магистральный газопровод.

На магистральном  газопроводе, после КС установлен западный охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и охранного крана ВОК перед компрессорной станцией.

Между всасывающим (входным) и нагнетательным (выходным) шлейфами имеются перемычки D_y 700 мм от каждого выходного шлейфа после АВО газа на вход КС с установкой кранов № 36 и 36а, байпасов D_y 150 мм с кранами № 36р и З6ар. необходимых для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя, и общего для обеих перемычек дроссельного крана № 37 D_y 700 мм. Они образуют пусковой контур компрессорной станции и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой.

Входные краны № 7 и 7а имеет байпасные краны, предназначенные для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7б производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Обратные  клапаны перед кранами № 8,8а предупреждают обратный поток газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе агрегатов на пусковой контур. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.

Свечные краны  № 17, 17а, 18 и 18а предназначены для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

Краны №7, 8, 17, 18, 18а имеют дистанционное управление и автоматическое управление от ключа аварийной остановки станции.

Охладители  газа подключаются к выходным шлейфам  и вводятся в работу закрытием разделительных кранов на шлейфах.

Обвязка полнонапорного центробежного нагнетателя включает в себя краны: №1, 2 — отсекающие, № 6 — для выхода на станционное кольцо (на контур), № 4 —для заполнения контура, через него проводится продувка газом контура нагнетателя перезаполнение через свечу краном № 5. Перед выходным краном № 2 противопомпажным № 6 устанавливают обратные клапаны.

Все краны  нагнетателя имеют автоматическое управление, дистанционное и ручное.

Газ на собственные  нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20 (через кран № 1т), после крана № 20 (через кран № 4т), а также от выходного коллектора пылеуловителей (через кран № 2т) и входного коллектора АВО газа (через кран № Зт). После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.

В узле подключения  КС к магистральному газопроводу  предусмотрен транзитный пропуск очистного устройства при открытом кране № 20. Продукты очистки газопровода направляют на узел сбора жидкости, который разработан в проекте линейной части газопровода. В технологической схеме КС-19а предусмотрено сооружение следующих трубопроводов между узлами подключения КС и самой КС-19а:

1) два всасывающих  шлейфа из труб D_y 1000 мм, протяженность 1-го шлейфа — 420 м, 2-го — 420 м;

2) два нагнетательных шлейфа из труб D_y 1000 мм, протяженность 3-го шлейфа — 415м, 4-го — 420 м;

3) трубопровод  к установке подготовки газа  из труб D_y 800 мм, протяженностью 380 м.

Конденсатопровод из труб D_y 300 мм, протяженностью 250 м.

Защиту подземных  трубопроводов от почвенной коррозии осуществляют путем покрытия наружной поверхности труб изоляционной пленкой "Поликен 955-25" в два слоя.

Согласно  СНиП 2.05.06-85" все трубопроводы отнесены к первой категории участков.

В связи с  тем, что трассы шлейфов частично проходят по обводненным землям, предусматривают закрепление их винтовыми анкерными устройствами с лопастью диаметром 300 мм типа АЛ-4п-30.

Для предотвращении температурных подвижек мест подключения к магистральному газопроводу и к КС предусматривают дополнительно горизонтальные углы поворотов из крутоизогнутых отводов, выполняющих роль компенсаторов.

Трубопроводы к установке подготовки газа и импульсного газа укладывают в одной траншее со всасывающим шлейфом диаметром 1020 мм.

 

 

 

4 Спецраздел

 

4.1 Система охлаждения  транспортируемого газа на компрессорных

станциях

 

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 теплообменных 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 ().

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, в 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 растаиванию 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.

Решение первой задачи сводится к выполнению следующих  условий

 

 

где t - средняя температура транспортируемого газа;

t_тр - температура точки росы транспортируемого газа, ниже которой возможно выпадение влаги из газа и образование гидратных пробок;

t_{max д} - максимально допустимая температура трубопровода с учетом времени (температуры наружного воздуха) укладки его в траншею;

t_{max и} - максимально допустимая температура для изоляционного покрытия трубопровода.

Анализ режимов  работы магистральных газопроводов показывает, что необходимость в охлаждении газа по техническим причинам существует не всегда или выражена весьма слабо в отдельные месяцы года.