Материал: Расчет оборудования компрессорного цеха

Расчет оборудования компрессорного цеха

Федеральное агентство морского и речного транспорта

Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Морской государственный университет им. адм. Г. И. Невельского»

Кафедра ТиЭНГО

Курсовая работа

по дисциплине "Трубопроводы"

Расчет оборудования компрессорного цеха

Исходные данные

         Общая производительность нагнетателей Q = 98,2 млн м³/сут;

         Количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность n_машин = 6 шт (3 группы по 2 шт);

         Номинальная частота вращения n_н = 4600 об/мин;

         Суточная производительность газопровода Q = 12,6 млн м³/сут;

         Давление газа на приеме компрессорной станции p_раб = 3 МПа;

         Частота вращения вала при расчете торцового уплотнения n = =2850 об\мин;

         Конструктивные размеры рабочих колец:

         d₁ = 149 мм;

         d₂ = 140 мм;

         d₀ = 145 мм.

Оглавление

Введение

. Расчет режима работы компрессорного цеха

. Расчет группы не полнонапорных нагнетателей 370-18-1 первой ступени

.1 Нагнетатель типа 280-12-7

.2 Расчет группы

.3 Общий расход топливного газа

. Расчет вертикального масляного пылеуловителя

.1 Вертикальный масляный пылеуловитель

.2 Технологический расчет вертикального масляного пылеуловителя

.3 Гидравлический расчет вертикального масляного пылеуловителя

. Определение технического состояния нагнетателя

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В данной работе представлено подробное описание и расчет оборудования компрессорной станции. Цель данной работы не только рассчитать основные параметры оборудования компрессорного цеха, но и выбрать подходящие по характеристикам агрегаты, которые станут оптимальным вариантом.

1. Расчет режима работы компрессорного цеха

Магистральный газопровод - сложная система сооружений, включая отводы, лупинги, компрессорные и газораспределительные станции и предназначенные для подачи газа на дальнее расстояние.

Магистральные газопроводы берут начало у источников газа (газового промысла) и заканчиваются в крупных газопотребляющих районах (городах, населенных пунктах, крупных промышленных и сельскохозяйственных предприятий). Система дальнего транспортирования включает промысловую газорегулирующую станцию (ПГРС), устанавливаемую вблизи источника газа, и магистральный газопровод (МГ), берущий начало на выходе установок подготовки газа к транспорту и заканчивающийся у крупных потребителей газа. В конце МГ строят газораспределительные станции (ГРС), иногда особо крупные ГРС называют контрольно-распределительными пунктами (КРП). ГРС служат для дополнительной подготовки газа и снижения его давления до требуемого значения. ГРС является конечным пунктом МГ.

Для надёжного газоснабжения городские газопроводы вокруг крупных городов-потребителей объединяются рядом кольцевых газопроводов высокого давления до 1,2 МПа, среднего до 0,3 МПа и низкого до 0,005 МПа. Для снижения давления после ГРС в системе городских газопроводов сооружают газорегулирующие пункты (ГРП). В процессе движения газа по магистральному газопроводу за счет трения и отбора газа потребителями давление газа постепенно понижается. Например, при расходе газа 90 млн м3/сут по трубе диаметром 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке Г = 110 км. Для повышения давления газа в газопроводе и поддержания требуемой пропускной способности по трассе через 80- 120 км устанавливаются компрессорные станции (КС). Потери давления на участке между КС определяют необходимое значение повышения давления в газоперекачивающих агрегатах (ГПА). Для закачки газа в подземные хранилища газа (ПХГ) строят специальные КС, обеспечивающие закачку, как в ПХГ, так и в газопровод. От надёжной работы КС зависит бесперебойная работа МГ. На рисунке 1 представлена принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции.

Головную КС, находящуюся в начале магистрального газопровода, сооружают в непосредственной близости от установок по комплексной подготовке газа газовых месторождений, поэтому на головную КС газ поступает практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному транспорту. Таким образом, задачи головной КС сводятся к приему газа от установок комплексной подготовки, очистке его от механических примесей, компримирование до необходимого давления, охлаждению газа и подаче его в МГ.

При расчете режима работы компрессорного цеха необходимо определить значения следующих основных параметров:

производительность нагнетателя;

давление газа на входе в КЦ;

температура газа на входе в КЦ;

коэффициент сжимаемости газа;

газовая постоянная компремируемого газа;

плотность газа в условиях входа его в нагнетатель;

объёмная производительность нагнетателя;

частота вращения ротора нагнетателя;

приведенная объёмная производительность;

приведенная частота вращения ротора нагнетателя;

степень сжатия нагнетателя;

приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя;

внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем;

мощность, потребляемая нагнетателем;

проверить удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа;

располагаемая мощность;

давление нагнетателя;

температура газа на выходе из ЦБН;

расход топливного газа.

В зависимости от пропускной способности магистрального газопровода, вида и мощности ГПА в одном компрессорном цехе может устанавливаться от 3 до 14 ГПА с нагнетателями необходимого типа. На КС устанавливают:

поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего сгорания (газомотокомпрессор);

поршневой компрессор с электроприводом;

центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом;

центробежный нагнетатель с электроприводом.

Центробежный нагнетатель представляет собой центробежный компрессор одно- или двухступенчатого сжатия, высокой производительностью (до 50 млн м3/сут.) и со степенью повышения давления 1,22... 1,25 для одноступенчатого и 1,45... 1,5 - для двухступенчатого. Центробежные нагнетатели обладают большей подачей, в связи с чем ими оснащаются КС современных магистральных газопроводов.

Для газотурбинных ГПА обязательное требование - обеспечение работы нагнетателей при изменении частоты вращения в интервале 75-105% номинала. Последовательное соединение агрегатов - наиболее эффективное средство сокращения необходимого диапазона главного регулирования нагнетателей по частоте вращения, которое позволяет при выключении одного из агрегатов сократить согласование размеров проточной части оставшихся в работе нагнетателей с пропускной способностью газопровода без каких-либо дополнительных мер. При параллельном соединении полнонапорных нагнетателей предположительно иметь 3 рабочих агрегата и один резервный на одну нитку. Из уровня надежности число резервных ГПА увеличить до 2-х, один из которых может быть в ремонте.

Крановая обвязка ГПА обеспечивает возможность его включения под нагрузку в магистральный газопровод, работу на холостом ходу, при пусках и остановках, а также отключение ГПА. В зависимости от типа нагнетателя (полнонапорного или неполнонапорного) крановые обвязки отличаются друг от друга и не зависят от типа привода. Крановая обвязка полнонапорного нагнетателя должна обеспечить возможность его параллельного включения на КС, а крановая обвязка неполнонапорного нагнетателя - возможность последовательного включения.

Произведем расчет на примере одного полнонапорного нагнетателя 235-24-1 и для одной группы неполнонапорных нагнетателей 370-18-1. При стандартных условиях, температура Т = 293 К и давление р = 0,1013 МПа, производительность полнонапорного одного нагнетателя Q_нагн, млн м3/ст

млн м³(1)

где - количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность, см. исходные данные (с. 2);- общая производительность нагнетателей, см. исходные данные (с. 2). Зная  найдем производительность одной группы неполнонапорных нагнетателей:

 млн м³(2)

где - количество рабочих групп нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность, см. исходные данные (с. 2).

Давление газа на входе в КЦ р_вс рассчитывается по формуле:

;(3)

компрессорный цех нагнетатель гидравлический

где - конечное давление на участке газопровода, МПа;

 - потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, для одноступенчатой очистки и газопроводов диаметром 1420мм

= 0,12 МПа; Подставляя данные в формулу (3), получим:

МПа;(4)

Температура газа на входе К. Определяем коэффициент сжимаемости  при параметрах  и  на входе в нагнетатель:

;(5)

где - приведенное давление, ;

где - критическое давление, МПа;

 - температурный коэффициент, находится по формуле:

(6)

где - приведенная температура, ;

где - температура газа, К; = 198,71 К.

Таким образом, подставив данные в формулу (5), получаем:

Газ подвергается компримированию. Компримирование - повышение давления газа с помощью компрессора. Это одна из основных операций при транспортировке углеводородных газов по магистральным трубопроводам, закачке их в нефтегазоносные структуры для поддержания пластового давления (с целью увеличения нефтеконденсатоотдачи), в процессе заполнения подземных хранилищ газа и при сжижении газов.

Газовая постоянная компримируемого газа:

;(8)

где - газовая постоянная воздуха,  = 268,8Дж/кг×К;

 - относительная плотность воздуха при стандартных условиях,  = 0,594 кг×м³; При  = 29,27 Дж/кг×К,  = 49,3 Дж/кг×К.

Далее найдем плотность газа в условиях входа его в нагнетатель:

кг/м³.(9)

Объёмная производительность нагнетателя Q_об рассчитывается по формуле:

м³/мин;(10)

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения п_н, об/мин, в диапазоне: 0,7 п_н < п < 1,05п_н. Из характеристики нагнетателя [1] находим, что п_н = 4600 об/мин. Задаёмся n_н = 0,7×n. Следовательно, n = 3220 об/мин.

Найдем приведенную объёмную производительность:

где - объёмная производительность нагнетателя,  = 130 м³/мин, [1].

Приведенная частота вращения ротора нагнетателя рассчитывается следующим образом:

.(12)

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Q_np и [п/пн]_пр. Находим, что ξ= 1,375. Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от приведенной относительной внутренней мощности нагнетателя:

приведенная относительная внутренняя мощность: ;

политропический КПД6 .

Найдем внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем:

кВт;(13)

где - плотность газа в нагнетателе,  = 50,8 кг/м³;

Отсюда находим мощность, потребляемую нагнетателем:

кВт;

где - механический КПД привода, = 099.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

;(14)

где  - минимальное значение приведенной объёмной производи-тельности, взятое из характеристики,  = 180 м³/мин.

Условие (14) выполняется.

Сравнивая полученную потребляемую мощность нагнетателя

кВт с номинальной мощностью кВт, получаем следующее:

.(15)

Необходимо выполнить расчёт располагаемой мощности, исходя из условий:

;(16)

Располагаемая мощность ГТУ: