Гулина, Тян, ред_верстка

6.5. Для того чтобы нанести рабочую точку на характеристику нагнетателя, необходимо привести объемный расход газа через нагнетатель к приведенному составу газа, для которого построена характеристика:

Q	Q	zпр	Tпр	Rпр	.
V пр	V	z	TK	R

По расчитанной производительности и степени повышения давления на характеристике ЦБН ПГ наносим точку «Р» (рис. 6.1). Эта точка соответствует заданному режиму работы нагнетателя. С

n

характеристикидля точки «Р» снимаем значение nн пр .

6.6. По паспортным данным выбранного ЦНПГ по формулам, приведенным в пп. 6.4, 6.5,расчитываетсяприведенная объемная производительностьи на характеристику ЦБН ПГ наносится точка

«0» (см. рис. 6.1).

Рис. 6.1. Приведенная характеристика 370-14-1:

zпр=0,9; Rпр=491 Дж/(кг К); Tпр=288 К; N i – кВт/(кг/м3), QV пр – м3/мин

в х пр

60

6.7. Для паралельно-последовательной схемы повторяем расчет с п.6.3 – 6.5 для определения параметров газа на входе во второй нагнетатель, с учетом что

n 1

Pвх 2 Pвх1 н1; Tвх 2 Tвх1 н1 n ,

где n– показатель политропы, определен в п. 1.13.

6.8. Объемная подача на входе во второй последовательно соединенный нагнетатель Qпр.2определяется следующим образом:

QЦБН СТ

Qv2 24 60 вх 2 ,

	где	вх 2	Рвх 2 .
			zRTвх 2

6.9. Объемная приведенная производительность:

1

QV пр2

QV 2

zпр

Tпр

Rпр

Q

Q

n .

z

T

R или

пр2

пр1

ЦН1

вх 2

При определении Qпр.2следует иметь в виду, что объемная подача второго нагнетателя Qпр.2не должна быть меньшеминимального значения Qпр.min, чтобы обеспечить необходимый запас газодинамической устойчивости ЦБН ПГ. Для второго нагнетателя строится рабочая точка «Р2».

По характеристике нагнетателя определяются показатели

N

,

пр

n

, соответствующие рабочим точкам «Р1-2».

nн

пр

6.10. Рассчитываем физические

обороты, необходимые

для

нагнетателя:

n

nн

n

zRTK

.

n

z

R

Т

н

пр

пр пр

пр

6.11. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора

нагнетателяиз условия экономичности работы нагнетателя:

nmin

nmax

nн

Qv

,

Qmax

Qmin

61

[Qгр]пр

где nн –	номинальные частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;
Qпрmin	и	Qпрmax –	минимальное и	максимальное		значения
производительности,			соответствующее	зоне	приведенной
характеристикинагнетателя с пол ≥0,8, определяется					по	объемной

производительности нагнетателя, соответствующей точке «0»:

	Qmax	1,15QV 0 ; Qm in			0,85QV 0 ;
			Q			Q
	nmax	пн	v	; nm in	пн	v	.
			Q
						Q
			min			m ax

Частота вращения роторанагнетателя должна обеспечить заданный режим работы ГПА (степень сжатия и производительность нагнетателя).Для заданного диапазона режима работы нагнетателя с

nдолжно находится в интервале изменения частоты вращения.

6.12.Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа гарантируется при соблюдении неравенства:

Qпр 1,15 Qгр пр ,

где – значениеиз приведенной характеристики, соответствующее минимальному значению. Если это условие не выполняется, то необходимо подобрать другой нагнетатель.

6.13. Определяем политропический КПД нагнетателяηпол и относительную приведенную внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем Ni н пр , по приведенной характеристике нагнетателя, которые соответствуют значению QVпр.

6.14. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем:

		Ni			n	3
	Ni		;			.
		н		вх1 nн
			пр			пр

Проверяем на соответствие условию:

0,85 Nер N 1,2Nер ,

где N – номинальная мощность ГТУ. Если это условие не выполняется, то необходимо подобрать другой привод к ЦБН ПГ.

62

7. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ КЦ

Кроме технологической трубопроводной обвязки и газоперекачиваюших агрегатов, к основному оборудованию компрессорного цеха относятся пылеуловители и аппараты воздушного охлаждения газа.

7.1. ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

Установка очистки газа предназначена для очистки технологического газа, поступающего на КЦ, от твердых и жидких примесей и предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов.

На большенстве компрессорных цехов очистка газа проводится в одну ступень. Двухступенчатая система очистки устанавливается на компрессорных станциях, близко расположенных к месторождению, и после подводных переходов (по необходимости). В качестве пылеуловителей на КЦ широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа. По рабочему давлению на входе Рнподбирается пылеуловитель.

7.1. По паспортным данным пылеуловителя определяются минимальная Qmin и максимальная производительность Qmax пылеуловителя (табл.П3.10). Так как плотность перекачиваемого газа отличается от стандартной, то необходимо скорректировать пределы производительности пылеуловителя:

Q	0,85 Q 0,97;	млн м3	; Q	1,15 Q 0,97; млн м3	сут	,
m in		сут	m ax

где 0,97 – коэффициент изменения производительности пылеуловителей.

7.2. По уточненным значениям производительности определяем

	потребное число	пылеуловителей: nП	QК	,	округляем число
			Qmin
	пылеуловителей до	ближайшего целого	и	уточняем					значение
	минимального расхода через пылеуловитель:			Qmin	'	QК	n	,	при этом
							П

63

должно выполнятся условие – Q		'	Q . Если оно не выполняется, то
	min			min
необходимо подобрать другой пылеуловитель.
7.3. Определим	максимальную		производительность				пылеулови-
теля при отключении одного из аппаратов:
	Q	'		QК	.
		m ax		nП 1
Необходимо	выполнение	условия Q'				Q ,	чтобы при
					max	max

отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Qmax .

7.2. ПОДБОР АППАРАТОВ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ АВО

Компримирование технологического газа в газоперекачивающих агрегатах сопровождается увеличением температуры. Дляпредотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции, для уменьшения объема транспортирования газа и снижении коэффициента гидравлических потерь при охлаждении, а также на участках с многолетне-мерзлыми грунтами для предотвращения их растепления, проводится охлажление технологического газа после его компримирования в ЦБН.

По рекомендациям [7] оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t2 принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в .

7.4. Определяем среднегодовой температуры наружного воздуха

t	t	а	t	а	; С,
1в

где tа – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период; tа – поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2 °С.

7.5. Общее количество тепла, подлежащее отводу от газа на установке Q0 , Дж/с,

Q0 G C p t1 t2 ,

64

гдеt1= tн, температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С;t2 – оптимальная температура охлаждения газа, °С, принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в , Ср – теплоемкость природного газа, Дж/кгК.

К рассмотрению принимаем несколько различных типов АВО. По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяем потребное количество АВО nАВОкаждого типа и рассчитываем требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q1 и по расходу газа G.

7.6. Предварительное определение количества АВО:

G

n АВО Gпасп ,

гдеG –массовый расход природного газа, определен в п. 1.2.Округляют nАВОдо ближайшего целого и уточняют расход через аппарт охлаждения газа:

G	G	, кг	; кг	.
1		с	ч
	nАВО

7.7. Производительность одного аппарата по теплоотводу:

Q	Q0	,	Дж		.
				с
1	nАВО

7.8. Плотность воздуха на входе в АВО, мкг3 :

1,293 Ра

в1 3,67 10 3 t1в 0,1013 ,

где Ра	– атмосферное давление (МПа);t1в							–	температура
охлаждающего воздуха, °С.
7.9.	Проверка принятого		количества АВО					по	температуре
охлаждающего воздуха t2в, °С:
	t2в	t1в		Q1			,
			Vв в		C
						рв
гдеVв – общий объемный расход					воздуха, подаваемого всеми
вентиляторами одного		АВО		( м3	),		берется	из	табл.П3.7,
				с

65

C рв = 1005,0 Дж кгК – теплоемкость							воздуха при барометрическом
давлении Р	а	и t .
		1в
Необходимо выполнение условия t2в										t1.
Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи
одного АВО.
7.10. Тепловой напор
			t1 t2 B				t2			t1B	.
		1				t1	t2 B
			ln
						t2	t1B
7.11. Поправка на сложность схемы тока
				1			1			i 1 ,
		1		4

гдеi – число ходов газа в аппарате (i=1...4); ε∆t– поправка, определяемая по прил. 3, рис. П3.1, в зависимости от параметров R и Р:

R	t1	t2	; P	t2 B	t1B	.
	t2B	t1B		t1	t1B

7.12. Температурный напор для любой сложной схемы течения теплоносителей.

1 .

7.13. Требуемая поверхность теплопередачи Fp :

	Fp	Q1	,
		K p

где Kp – коэффициент теплопередачи (см. табл.П3.7). При расчете необходимо выполнение условия:

FP FF,

где F – фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10 % с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; F – допустимое расхождение между Fи F (может быть принято

5 % от F ), м.

66

7.14. Плотность газа на входе в АВО при давлении на входе из ЦН ПГ, кг/м3:

PН zRTН .

7.15. Площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м2:

S d4 2 ,

гдеd – внутренний диаметр труб, м;m – общее число труб, шт. 7.16. Средняя скорость газа в трубах АВО, м/с:

m G S .

Скорость течения газа в трубках изменяется от 3 до 10 м/с. Значение рассчитанной скорости газа в трубккахдолжно находится в этом диапазоне.

7.17.Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа

Рв МПа (движение газа – в зоне квадратичного закона сопротивления):

P		10 6 2				10 6				l	2		,
	M		2				d	2		d		2
		1,74				2 ln
							2

где M – сумма коэффициентов местных сопротивлений; l – длина труб АВО, м (см. табл.П3.7); – эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах =2 10-4 м), м.Необходимое выполнение

условия: Р РДОП( РДОП= 0,015 – 0,02 МПа).

7.18. Определение энергетического коэффициента Е. Энергетический коэффициент используется для сравнения

эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника:

E	Q0		K p	Fp		,
	N		V H	P M	106
			в	n

где N – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт; H – полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па; n – число АВО, шт .

67

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Козаченко Н.А., Никишин В.И., Поршаков БП. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 400 с.

2.Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: Т.З. Надежность систем газо- и нефтеснабжения / Под ред. М.Г. Сухарева. – Кн. 1, 2. – М.: Недра, 1994.

3.Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. – Тюмень:, ТюмГНГУ, 2004.

4.Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспортировки газа: Справочное пособие. – М.: Недра, 1997. – 303 с.

5.Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л. Спутник газовика.–М.: Недра,

1978.

6.СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Госстрой, 1985.

7.СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений. – М.: Госстрой, 1983.

8.Суринович В.К., Борщенко Л.И.Машинист технологических компрессоров.

– М.: Недра, 1986.

9.СТО ГАЗПРОМ 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы.– М.: Газпром,

2008.

10.СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2006.

11.СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2010.

12.ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепленияподземных газопроводов.

13.СНиП 23-01-99. Система нормативных документов в строительстве.

14.ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. – М.: Изд-во станд-тов, 1997.

15.Министерство регионального развития Российской Федерации, свод правил (проект) СП Х.ХХХХХ.2011. Свод правилпромысловыетрубопроводы.Нормыпроектирования. – М., 2011.

68

ПРИЛОЖЕНИЯ

						Приложение 1
						Таблица П1.1
		Варианты для расчета магистрального газопровода
				Производительность МГ
	№	Месторождение	ТК, К	n	3	3	РН,
	вар-та	природного газа		(QКi ti ) 10			МПа
						,млн м /сут.
				i 1
	1	Уренгойское юра	288	55			5,4
	2	Уренгойское сеноман	293	60			5,4
	3	Ямбургское сеноман	289	98			7,45
	4	Медвежье сеноман	292	55			5,4
	5	Медвежье юра	290	60			5,4
	6	Бованенковское сеноман	288	90			7,45
	7	Бованенковское TП	293	95			7,45
	8	Заполярное	289	100			7,45
	9	Харасавейское	292	105			7,45
	10	Тазовское сеноман	290	110			7,45

69