Гулина, Тян, ред_верстка

Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу:

	рабочая зона: 0,85QкЦБН QкЦБН			1,15QкЦБН ,
где	QкЦБН	QК
		nн(гр) .
	5.8. Производительность группы или ЦБН ПГ , млн м3						:
							сут.
			Q		QК	.
			кЦБН		nн( гр )

Определяем, может ли ГПА пропустить через себя требуемое количество газа для каждого варианта КЦ.Используя данные табл.П3.4,определяем число резервных машин.Все полученные данные записываем в табл. 5.1.

Рассмотрим параллельную схему включения нагнетателей и последовательно-параллельную схему. В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно будет выбрать такой, который обеспечит заданную производительность газопровода при заданных условиях.

							Таблица 5.1
	Варианты технологического оборудования КЦ
Тип ЦБН	Паспортная	Степень	Кол-во	Кол-во	Расчетная подача		Рабочая зона
	подача	сжатия	групп	ЦБН ПГ	группы или ЦБН		нагнетателя,
	ЦБН,				ПГ,		млнм³/сут.
	млнм³/ сут.				млнм³/ сут.
260-13-2	14,0	1,22	4	8	15,0		11,9÷16,1
370-14-1	19,5	1,25	3	6	20,0		16,575÷22,425
Н-196-1,45	10,7	1.45	0	6	10,0		9,1÷12,31

5.9. Для каждого варианта определяется удельные приведенные расходы по станции Ск с учетом типа привода. На основе значений ε и рассчитывается комплекс

		2
Ск	н		,
	2
	н	1

где степень сжатия нагнетателя расчитывается в пунктах 2.7 – 2.8.

50

5.10. Совокупные затраты на один КЦ –Ск в общем случаерасчитываются:

Ск Э Е К ,

где Э – эксплуатационные расходы на станции, тыс. руб/год;К – капиталовложения в КС, тыс. руб;Е – отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15, 1/год.

Э=n∙aэ+np∙вэ+cэ; К=(n+np)∙ак+вк;

гдеnн– число рабочих ГПА на станции; np – число резервных ГПА; аэ, вэ, сэ, ак, вк – коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КЦ, независимыми от числа ГПА на станции.

5.11. Капиталовложения в КС

К n np ak bk .

Численные значения	коэффициентов а	,	в	,	с	,	а ,	в даны в
	э		э		э		к	к
табл.П3.5, П3.6.Сравнив	значения комплексов						(выбирается

минимальное значение), останавливаем свой выбор на марке ГПА с ГТН-6 с последовательно-параллельной схемой КЦ, как наиболее экономически целесообразном варианте.

Полная технические характеристики 370-14-1:

– суточная подача QкЦБН	19,5	млн.м 3	;
		сут
– давление нагнетания Рн 5,5 МПа;
– степень сжатия π = 1,25;
– частота вращения пН	5300	об
		мин.

Необходимо привести описание выбранной технологической схемы КЦ.

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

–схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей (степень сжатия 1,23-1,25);

–схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей (степень сжатия до 1,45).

51

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

–приема на КЦ технологического газа из магистрального газопровода;

–очистки технологического газа от мехпримесей 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 КЦ;

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

На рис. 5.1 представленатехнологическая схема КЦ с последова- тельно-параллельной обвязкой ЦБН ПГ, состоящего из 8 ГПА.

																									1420		Уренгой-Петровск
Уренгой-Петровск					1420
		19-1.3											20.3														21-1.3
			856.12.9		856.12.9.1																					857.12.0.1
																									857.12.0
19-1.1	19-1.2					Рвх	Твх		1420			20.1	20.2						1420		Рвых	Твых			1420	21-1.1	21-1.2	Челябинск-Петровск
Челябинск-Петровск
	19-1												20														21-1
						7'		7а'			24а	24a’									8	8'	8a	8a'
									7а
							7	7а''														8''		8a''
					17а’	17а 7''
															530									18
					17'	17
																								18a
											1020
											1020
										1020
										1020
			199				36	36'							720
				1020
								204		205
200											203	6''	6а''		6б''	6в''
АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО
9	8	7	6	5	4	3	2	1	Твых
												6			6б
													6а			6в									1020
АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	dР		М1	М2		М3	М4
18	17	16	15	14	13	12	11	10
									720			6'	6а'		6б'	6'в
				1020			201														1020
	68		67		66		65														75	74		73	72	71	70
											530									dР	ПУ	ПУ		ПУ	ПУ	ПУ	ПУ
																					1	2		3	4	5	6
											530
											530										81	80		79	78	77	76
											530
																								1020
																										1020
								1020
																			1020
								1020
								1020						85
										64			62		60		59	57		56	54			53	51
		1020
											63			61			58				55			52		Рвых				Рвх
				3					3							3											3
												3							3			3			3	Твых			4'
					4'				4'				4'			4'			4'			4'			2	4'				1
			2		4	1		2	4	1	2			1	2		1	2		1	2			1		1	2		4
													4			4			4			4				4
			5				5				5				5		5				5			5		5
					3'				3'			3'				3'			3'			3'			3'		3'
				ГПА				ГПА				ГПА				ГПА			ГПА			ГПА			ГПА		ГПА
					18				17			16				15			14			13			12		11
				ГТК-10-4				ГТК-10-4				ГТК-10-4				ГТК-10-4			ГТК-10-4			ГТК-10-4			ГТК-10-4		ГТК-10-4
			Рис. 5.1. Технологическая схема компрессорного цеха КЦ-1

52

По этой схеме, газ из магистрального газопровода через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КЦ к магистральному газопроводу. Данный кран предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КЦ в случае возникновения ка- ких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорного цеха или обвязке ГПА.

После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кранпредназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции,а далеепроизводится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара. Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17, которыйслужит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций цеха при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КЦ.

После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители. В них он очищается от механических примесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

Параллельно-последовательная схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящих из двух последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые «режимные» краны, при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.

53

Краны в обвязке нагнетателя имеют следующую нумерацию и назначение:

№1 – устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приема газа;

№2 – устанавливается на выходном трубопроводе,предназначен для выхода газа;

№3 – обводной, применяется только для неполнонапорных нагнетателей и предназначен для работы в группе из 2 и 3 агрегатов;

№3бис – обводной кран и перестанавливается только в период пуска и остановки ГПА. Время его работы должно быть минимальным, чтобы не допустить перегрева контура обвязки нагнетателя;

№4 – обводной для крана № 1, предназначен для заполнения контура нагнетателя перед пуском;

№5 – свечной, расположен на нагнетательном трубопроводе до крана № 2 и предназначен для продувки ЦБН перед пуском и сброса газа в атмосферу при любых остановках ГПА;

№41, -49 – режимные краны.

Перед заполнением ЦБН в обязательном порядке через краны № 4 и 5 проводят его продувку примерно 15 – 40 с. После этого закрывается свечной кран № 5, давление в контуре начнет расти. По достижении перепада на кране № 1, равного 0,08-0,1 МПа, открывают краны № 1 и 2.

При работе ГПА газ из всасывающего коллектора через кран № 1 поступает в нагнетатель, где происходит его сжатие, и через кран № 2 направляется либо в нагнетательный трубопровод, либоможет направляться и на вход следующего агрегата для обеспечения двухступенчатого сжатия.

Выход газа после компримирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловите-

54

лями, позволяющий выводить на «Станционное кольцо» при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

После установки охлаждениягаз через выкидной шлейф по трубопроводу, через выходной кран № 8 поступает в магистральный газопровод.

Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. 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 в КЦ.

Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КЦ, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.

На узле подключения КЦ между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).

Для данной технологической схемы обязательным являетсяусловие: при остановке в группе одного ГПА требуется выводить на режим «кольцо» и второй агрегат.

На рис. 5.2 представленатехнологическая схемас параллельнымсоединением ЦБН ПГэтого цеха.

Из магистрального газопровода газ поступает в технологическую обвязку КЦ по схеме, описанной выше. После очистки в пылеуловителях газ по трубопроводу распределяется по ГПА через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).

55

																в емкость сбора конденсата
21-3.3		2490.23.0			2490.23.0.1									43					35.1						2489.23.9		2489.23.9.1	19.3.3
21-3.2	21-3.1													41	40		35	37	36									19.3.2	19.3.1
																									1420
21-3														20				31										19-3
																22	23
							8a.2	8a		8.2	8			24								7а.2		7	7.2
																						7а			17
																							17а
							8a.1			8.1												7а.1			7.1
																530
						18a
									18
							1020				1020											1020
													6ap													1020
																	6Д					720
																720
								75					6a	6p							6б
				720
									1020					6								530
																						50-6		50-5	50-4	50-3		50-2	50-1
	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	АВО	73	74						ПУ		ПУ	ПУ	ПУ	ПУ		ПУ
																				720		6		5	4	3	2		1
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
																						51-6		51-5	51-4	51-3		51-2	51-1
										1020
																		1020
																										100
																		720
																		1020								98
																		1020								97
						2					2					2			2			2		420	2
		4'						4'	6				4'				4'			4'			4'	6
	1			6			1					1		6		1		6	1		6	1
		45'						45'					45'				4	5'		4	5'		4	5'
				M		5			M		5			M		5		M	5		M	5		M		5
			ГПА					ГПА						ГПА				ГПА			ГПА	720		ГПА	720
			36					35						34				33			32			31

Рис. 5.2. Технологическая схема КЦ

Краны в обвязке нагнетателя с 1 – 5 имеют тоже назначение, что

идля схемы с параллельно-последовательной обвязкой. Различие схем заключается в отсутствии кранов № 3 и 3бис и наличии крана№ 6М. Это противопомпажный регулирующий клапан, предназначенный для защиты агрегата от помпажа, когда такие условия возникают. Это обеспечивается путем перепуска части газа на вход в нагнетатель.

Один обратный клапан на линии нагнетания – перед краном № 2,

иодин на линии пускового контура – перед краном № 6. Назначение этих клапанов – исключить попадание газа в ЦБН на неработающем ГПА и не допустить подачу газа на колесо нагнетателя в момент пуска и остановки для предотвращения обратной раскрутки.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разре-

56

шенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КЦ с открытым краном № 6А называется работой станции на «Станционное кольцо». Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет 10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А (~ =150 мм). Для минимально заданной заводомизготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.

Технологическая обвязкаКЦлюбого типаимеет узлы подключения, на которыхустановлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КЦ в потоке газа, за счет разности давлений – до и после поршня.

На магистральном газопроводена выходе из КЦ установлен охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.

57

6.РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КЦ

6.1.РАСЧЕТ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ГПА

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждым нагнетателем, и мощности Nер , развиваемой приводящим его двигателем. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства N Nер .

Экономичность КЦ с центробежными нагнетателями определяется изменением политропического КПД нагнетателя, который снижается при отклонении режима работыГПА от номинального.

6.1. Расчет располагаемой мощности ГТУ.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

N p

N н

K

K

K

1 K

Tр Tст

Рр

,

н

об

у

t

e

e

Т р

Рст

где Nен – номинальная мощность ГТУ,	МВт; К н	–	коэффициент,
учитывающий техническое состояние	ГТУ,	К	н	0 ,95	;К –
					t

коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха,Кt= 2,8;Коб– коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы,Коб= 1; Ку – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов,

К у	0,985 ;Р –	расчетное давление наружного			воздуха МПа
	Р
(принимаем Рст=101,3кПа);ТР			иТст– расчетная и стандартная
температура воздуха на входе ГТУ, Тст= 288 К;
		Tр	Ta	Ta ,
гдеТа – средняя температура			наружного воздуха		(см. табл.П1.6);
Ta – поправка		на изменчивость		климатических	параметров и
местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ,					Ta = 5 К.

58

По результатам расчета, с учетом частоты вращения ротора ЦБН ПГ, выбирается привод для ЦН природного газа.Для нашего примера приводом будет газотурбинная установка ГТ-750-6, номинальная мощность привода N = 6,30 МВт и коэффициент полезного действия

η = 0,24.

6.2. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

Расчет проводим с использованием приведенных характеристик центробежных нагнетателей (прил. 4). Для выбранного нагнетателя 370-14-1 приведена характеристика на рис. 6.1. На характеристике нагнетателя нанесем точку «О», соответствующую паспортным данным на номинальном режиме нагнетателя. Для этого расчитаем приведенные значения производительности нагнетателя для состава газа, которому соответствуют zпр=0,9; Rпр=491 Дж/(кг К); Tпр=288 К.

6.2. Плотность	газа,	соответствующего				заданному
месторождению, при условиях всасывания,				кг	:
				3
				м
		РВхЦН	.
	вх	zRTК

6.3. Плотность газа при условиях всасывания приведенной

кг

харарктеристикивыбранного центробежного нагнетателя, м 3 :

			РВхЦН		.
		вх пр	zпр RпрTпр
	6.4. Расчитываемобъемную производительность нагнетателя в
м3		для заданных параметровQкЦБН		=	3	/сут.; πн=1,22;
	мин				20 млнм
РвхЦБН=5,5 МПа; ТК=288 К.

QQкЦБН СТ ,

v24 60 вх

286 ,8 где СТ 1,0205 Rг .

59