Конструктивный расчет центробежного компрессора для транспортировки попутного нефтяного газа

После замера газа газ поступает в коллектор (кольцо «вход-выход») диаметром 1200 мм и далее разделяется на 3 технологические линии компримирования для подачи его на газоперекачивающие агрегаты ГПА1 ч ГПА3.

Каждая технологическая линия обвязана на свои сепараторы I и II ступеней компримирования и аппараты воздушного охлаждения.

Перед подачей в ГПА на I ступень компримирования газ происходит в сепараторе газовом С6/1…С6/3 тонкую очистку от конденсата, образующегося при дросселировании на антипомпажных клапанах (при работе компрессора в режиме «кольцо»).

В качестве сепараторов С6/1…С6/3 принят сепаратор газовый (вихревой) СГВ-7.

Температура в сепараторах С6/1…С6/3 контролируется как по месту термометрами , так и дистанционно по сигналу приборов.

Отделившийся в сепараторах С6/1…С6/3 конденсат через клапаны отводится в буферную емкость БЕ1.

После сепарации газ подаётся в газоперекачивающие агрегаты ГПА1…ГПА3 на первую ступень сжатия. Первая и вторая ступени сжатия расположены в одном корпусе компрессора (полнонапорный компрессор). В качестве привода компрессоров установлены газовые турбины (ГПА-10ДКС «Урал») ОАО НПО «Искра».

Для защиты компрессоров от попадания посторонних предметов на входных коллекторах установлены защитные решетки. На входных и выходных газопроводах I ступени сжатия ГПА1…ГПА3 осуществляется местный и дистанционный контроль давления и температуры.

На I ступени сжатия ГПА1…ГПА3 газ дожимается до давления 1,107 МПа.

Давление газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА1…ГПА3 контролируется с помощью манометров на месте и датчиков давления дистанционно.

Температура газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА1…ГПА3 (100 ч 140 єС). При повышении температуры выше 140 єС срабатывает предупредительная сигнализация.

Защита компрессорного оборудования от превышения давления обеспечивается системой управления ГПА.

После сжатия, нагретый газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ1/1…ВХ1/3 до температуры 25 ч 50 єС.

В качестве ВХ1/1…ВХ1/3 приняты аппараты воздушного охлаждения 2АВГ-75Р.

Охлажденный в аппаратах воздушного охлаждения ВХ1/1…ВХ1/3 газ поступает в сепаратор С8/1…С8/3, в котором происходит отделение конденсата, выделившегося в результате охлаждения газа.

В качестве сепараторов С8/1…С8/3 принят сепаратор газовый ГС2-6,3-2000-2-И.

Отделившийся в сепараторах С8/1…С8/3 конденсат через клапаны КР9/1…КР9/3 отводится в буферную емкость БЕ2.

Газ из сепараторов С8/1…С8/3 перед подачей на вторую ступень компримирования ГПА1…ГПА3 подается в сепаратор газовый С7/1…С7/3 для тонкой очистки от конденсата, а также для отделения конденсата, образующегося при дросселировании на антипомпажных клапанах (при работе компрессора в режиме «кольцо»).

В качестве сепараторов С7/1…С7/3 принят сепаратор газовый (вихревой) СГВ-7.

Температура и давление в сепараторах С7/1…С7/3 контролируется как по месту термометрами, так и дистанционно по сигналу приборов.

При понижении температуры сепараторах С7/1…С7/3 до 0 єС по сигналу приборов срабатывает аварийная сигнализация.

Сепараторы С7/1…С7/3 оборудованы блоками предохранительных клапанов с установочным давлением 52,9 кгс/см2, газ от которых сбрасывается на факел высокого давления ФВД1.

Отделившийся в сепараторах С7/1…С7/3 конденсат через клапаны отводится в буферную емкость БЕ2.

После сепарации газ подаётся на вторую ступень сжатия газоперекачивающих агрегатов ГПА1…ГПА3.

На II ступени сжатия ГПА1…ГПА3 газ дожимается до давления до 4,6 МПа (48,71 кгс/см2) (абс.).

Температура газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА1…ГПА3 (100 ч 150 єС) контролируется с помощью прибора поз. При повышении температуры выше 150 єС срабатывает предупредительная сигнализация. После сжатия, нагретый газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ2/1…ВХ2/3 до температуры 30 ч 350С.

В качестве ВХ2/1…ВХ2/3 приняты аппараты воздушного охлаждения 2АВГ-75Р.

Температура газа в аппаратах ВХ2/1…ВХ2/3 контролируется как по месту термометрами. Охлажденный в аппаратах воздушного охлаждения ВХ2/1…ВХ2/3 газ поступает в сепаратор II ступени компримирования С9/1…С9/3, в котором происходит отделение конденсата, выделившегося в результате охлаждения газа.

В качестве сепараторов С9/1…С9/3 принят сепаратор нефтегазовый НГС-I-6,3-1600-2-И. Объем V=11,4м3.

Сепараторы С9/1…С9/3 оборудованы блоками предохранительных клапанов с установочным давлением 6,25 МПа, газ от которых сбрасывается на факел высокого давления ФВД1.

Отделившийся в сепараторах С9/1…С9/3 конденсат через клапаны отводится в буферные емкости БЕ3, БЕ4.

После компримирования газ с трех технологических линий объединяется в общий коллектор Ду500мм (кольцо). и направляется на площадку сепараторов С10, С11.

На линии кольца «вход - выход» установлен пневмоприводной клапан КРП17 для поддержания давления «до себя» на уровне 3,8 ч 4,6 МПа по показаниям прибора.

Компримированный газ из С9/1…С9/3 поступает сепаратор газовый вихревой типа СВГ-7 (1раб.+1рез.) - С10, С11, обеспечивающий высокую степень очистки от масла и конденсата, для последующей подачи газа на установку осушки.

Отделившийся в сепараторах С10, С11 конденсат через клапаны отводится в буферную емкость БЕ3, БЕ4.

Из сепараторов С10, С11 газ поступает на установку гликолевой осушки газа (описание процесса осушки газа приведено ниже).

После установки осушки газ (УОГ) товарный газ через электроприводной клапан КШ63 направляется на газоснабжение газотурбинной электростанции (ГТЭС) Приобского месторождения через клапан обратный и кран шаровой с дистанционным управлением КШ37 по газопроводу внешнего транспорта.

Принципиальная схема цеха сбора, подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа показана на рисунке 1.

Компримированный газ из сепараторов С10, С11 с давлением до 4,6 МПа (48,71 кгс/см2) (абс.) и температурой до 30 °С поступает на установку осушки газа.

Давление на входе на установку осушки газа (УОГ) контролируется дистанционно по сигналу прибора.

Газ направляется на площадку абсорберов, которая включает блоки колонн гликолевой осушки - абсорберы К1, К2.

Блок колонны гликолевой осушки представляет собой колонну К1, К2, оснащенную приборами КИП, трубопроводной и арматурной обвязкой. Все регулирующие клапаны, поддерживающие уровни в колоннах, вынесены в арматурные блоки.

Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера К1, К2. Газ проходит абсорбционную колонну снизу вверх и за счет контакта с регенерированным раствором ТЭГа, подаваемым в верхнюю часть массообменной секции, осушается до требуемой точки росы.

На рисунке 2.1 показана принципиальная схема цеха сбора подготовки и транспортировки газа.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема ЦСПТГ

Осушенный газ из блоков абсорберов К1, К2 через кран КрЭ4, направляется на площадку компримирования.

Температура в верхней части колонны К1, К2 (35єС) контролируется дистанционно по показаниям приборов ТIR 1.1-3.1 и ТIR 1.1-3.2.

Температура в нижней части колонны К1, К2 (36єС) контролируется дистанционно по показаниям приборов.

Подача раствора ТЭГ концентрацией не менее 99,7% в К1, К2 осуществляется в верхнюю часть массообменной секции.

Расход ТЭГ в колонну К1, К2 (8997ч156892 кг/ч) регулируется с помощью клапана. Контроль и регистрация расхода осуществляется расходомером.

Насыщенный влагой раствор ТЭГ концентрацией 97,5…98,5% из кубовой части абсорбера К1, К2 через регулирующий клапан отводится в систему регенерации.

В нижней части колонны К1, К2 скапливаются выделенные из раствора ТЭГ конденсат и вода.

Скопившийся обводненный конденсат по уровню через регулирующий клапан отводится вместе с жидкостью из дренажной емкости Е-4 в буферную емкость БЕ1.

2.4 Материальный баланс производства

Годовая производительность компрессорной станции №2 составляет 1,480 мрд. м3/год. При расчете материального баланса руководствовались тем, что установка работала 350 суток в году, 15 суток отведены для проведения ремонтных работ.

Таблица 2.1 - Материальный баланс КС-2

Приход	Выход
Попутный нефтяной газ	%	кг/год	м3/час	Сухой газ	%	кг/год	кг/час
	100	1,28•109	152613		91,76	1,16•109	138095
				газоконденсат	8,24	1,24•106	14518
	потери	-	-	-
итого	100	1,28•109	152613	итого	100	1,28•109	152613



3. Механическая часть

Попутный нефтяной газ является ценным сырьем в газохимической и топливной промышленности. В наше время идет усиление позиций газовой промышленности, а именно в секторе переработке газа.

Для транспортировки попутного газа к потребителю используют компрессорные станции. Основным оборудование при транспортировке газа при больших производительностях, является центробежный или осевой компрессор и силовая установка.

Центробежный компрессор относится к оборудованию, которое предназначено для компримирования и транспортировки газов и газовых смесей.

Центробежные компрессоры делят на два вида одноступенчатые и многоступенчатые. Многоступенчатые компрессоры делятся на секции, это необходимо для того, что бы обеспечить охлаждение газа в процессе его компримирования. Дело в том, что при сжатии газа до 2 МПа, температура его увеличивается до 200оС. Данное значение температуры газа является предельным для большинства компрессорных машин [5]. Эксплуатация компрессорного оборудования, при которой не соблюдается температурный режим, может привести к его поломки и да же взрыву.

Давление на выходе из компрессора определяется количеством ступеней и параметрами рабочих колес.

Например на предприятие ООО «РН - Юганскнефтегаз» на компрессорных станциях используют компрессоры марки НЦ - 10. Данный компрессор двухсекционный, имеет 8 ступеней сжатия, выходное максимальное давление 10МПа.

Принцип работы многоступенчатого центробежного компрессора заключается в следующем. При вращение ротора центробежного компрессора, начинают вращаться рабочие колеса, установленные на роторе. На входе на рабочего колеса создается разряжение, из-за этого газ затягивается в рабочее колесо. Внутри колеса установлены лопатки, которые подхватывают газ и заставляют газ двигаться по окружности с рабочим колесом. При вращение газа возникает центробежная сила, которая отбрасывает газ к выходному сечению рабочего колеса. Далее газ попадает в диффузор, где установлены неподвижные лопатки. Данные лопатки необходимы для торможения газа, за счет этого происходи увеличение давления на ступени. После диффузора газ направляется по проточному каналу на следующую ступень сжатия.

На рисунке 3.1 показано устройство центробежного компрессора.

Рисунок 2.1 - Устройство центробежного компрессора

1, 9 - кожух; 2 - подшипник опорно-упорный; 3, 8 - крышка; 4, 7 - уплотнение; 5 - корпус; 6 - корпус внутренний; 10 - подшипник опорный; 11 - ротор; 12 - рабочие колеса второй секции; 13 - рабочие колеса первой секции.

3.1 Расчет внутренних устройств центробежного компрессора

Проведем рассчет центробежный компрессор для технологической линии сбора, подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа мощностью 240 млн. м3.

Расчет проведем с учетом подбора различных материала для рабочих колес компрессора и их сравнения.

Давление попутного нефтяного газа на входе на компрессорную станцию равно 0,35 МПа, температура 30оС

Требуемое давление и температура газа на выходе с компрессорной станции 4,5 МПа и 35оС.

Расчет ступеней центробежного компрессора состоит в определение основных размеров рабочего колеса и направляющих аппаратов и параметров газового потока

Для расчета рабочих колес центробежного компрессора примем материалы: сталь 09Х14Н19В2БР1, титановый сплав ВТ5, алюминиевый сплав АК8.

Наружный диаметр колеса определяется по формуле [6]:

,

где - окружная скорость на краю рабочего колеса, м/с;

n - количество оборотов на волу компрессора, об/мин.

Окружная скорость зависит от предела прочности используемого материала. Для титанового сплавов максимальное ее значение равно 700 м/с, для сталей 450 м/с и для алюминия 300 м/с [6].

В данном расчете для алюминиевого сплава примем окружную скорость равную 200 м/с, для титана и стали 250м/с.

Количество оборотов на роторе центробежного насоса зависит от количества оборотов на роторе ГТУ и передаточного числа трансмиссии. Данное значение для большинства ГТУ имеет интервал от 7500 до 9000 об/мин, примем значение 8500 об/мин.

Диаметр рабочего колеса центробежного компрессора изготовленного из АК8 равен:



м.

Расчет входного и выходного диаметра принимают в среднем из отношения:

,

Входной диаметр алюминиевого рабочего колеса равен:

м.

Толщина лопаток и основания рабочего колеса рассчитывают по формуле:

.

Для рабочего колеса из алюминиевого сплава толщина лопаток равна:

= 0,0079 м.

Длинна лопатки рабочего колеса определяется по следующей формуле:

где угол принимают из интервала 30 - 45о, примем угол 35о.

м



В дальнейшем необходимо будет провести расчет скоростей газа на рабочем колесе . На рисунке 3.2 показаны диаграммы скоростей.

В таблице 3.1 показаны основные размеры рабочих лопаток для стали 09Х14Н19В2БР1, титанового сплава ВТ5, алюминиевого сплава АК8.

Таблица 3.1 - Геометрические размеры рабочего колеса

Материал	D2, м	D1, м	L, м	Sл, м	Sк , м	Dсм, м
09Х14Н19В2БР1	0,562	0,281	0,254	0,0079	0,008	0,15
Вт5	0,674	0,337	0,308	0,0094	0,009	0,15
АК8	0,674	0,337	0,308	0,0094	0,009	0,15

Рассчитав основные размеры рабочего колеса компрессора, на основе их рассчитаем радиальные размеры диффузора по следующей формуле [6]:

При компримировние газа выше 0,7 МПа необходимо компрессор разделить на дополнительные ступени, для того что бы снять часть нагрузки с рабочего колеса [6].

Перед расчетом лопаток рабочего колеса центробежного компрессора проведем разбивку компрессора на ступени. Примем максимальное значение давление на ступени 0,6 МПа. Получаем количество ступеней в компрессоре:

,

В таблице 3.2 показана разделение давления по ступеням.



Таблица3.2 - Разделение давления газа по ступеням

№ ступени	1	2	3	4	5	6	7	8
Р, МПа	0,563	1,125	1,688	2,250	2,813	3,375	3,938	4,500

Секундный расход газа определяется по формуле [6]:

где Qг - годовая производительность технологической линий, м3/год;

t - время работки компрессора за год в секундах.

,

Расход на ступени компрессора определяется по формуле:

где - степень сжатие, определяется отношением давлен на выходе к давлению на входе на рабочее колесо.

Степень сжатия на первом рабочем колесе равна:

,

Секундный расход газа на выходе с первой ступени равен:

,

Плотность газа на выходе с рабочей ступени определяется по формуле:



,

где - плотность газа на входе на рабочее колесо, кг/м3.

Для расчета плотности газа на выходе с первой ступени, необходимо рассчитать плотность этого газа при давлении 0,35 МПа. Плотность газа при 0,35 МПа определяется, как произведение плотности газа к давлению на входе в компрессор, и отношению к атмосферному давлению.

Атмосферное давление при 35оС равно 93103 Па [2]. Получаем плотность газа на входе в компрессор при давлении 0,35МПа:

,

В таблице 3.3 приведены данные параметров газа на каждой ступени:

Таблица 3.3 - Параметры газа на ступенях компрессора

№ ст.	Степень сжатия газа	Плотность газа на выходе с рабочего колеса , МПа	Расход объема газа на ступени Q, м3/с
1	1,607	5,14	4,978
2	2,000	10,28	2,489
3	1,500	15,42	1,659
4	1,333	20,57	1,244
5	1,250	25,71	0,996
6	1,200	30,85	0,830
7	1,167	35,99	0,711
8	1,143	41,13	0,622

Расчет высоты лопаток на входе на рабочее колесо определяется по формуле [6]: компрессорный станция вал подшипник

где с1 - скорость газа на входе на рабочее колесо, м/с;

Q - секундный расход газа, м/с.

Скорость газа на входе на рабочее колесо определяется по формуле [6]:

, м/с.

Рассчитаем скорость газа на входе на рабочее колесо лопаток изготовленных из алюминиевого сплава:

,

При дальнейшем расчете скорости газа на входе на следующую ступень принимают равной скорости выходе газа из дифузора.

В таблице 3.4 показаны, рассчитанные скорости на входе на рабочие колеса компрессора. Скорости рассчитаны для компрессоров с лопатками из стали 09Х14Н19В2БР1, алюминиевого сплава АК8 и титанового сплава ВТ5.

Таблица 3.4 - Расчетные скорости газа на входе на рабочие колеса компрессора

№ ступени	Расчетные скорости газа на входе на рабочие колеса компрессора c1, м/c
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	302,98	180,49	180,49
2	151,26	181,38	181,38
3	104,48	181,69	181,69
4	94,02	181,79	181,79
5	92,08	181,83	181,83
6	91,74	181,84	181,84
7	91,68	181,85	181,85
8	91,67	181,85	181,85

При дальнейших расчетах, скорость газа на входе принимают равной скорости газа на выходе из диффузора.

Рассчитаем высоту лопатки рабочего колеса изготовленного из алюминия:

,

В таблице 3.5 показаны размеры высоты лопаток на входе на рабочее колесо.

Таблица 3.5 - Размеры высоты лопаток на входе

№ ступени	Размеры высоты лопаток на входе b2, м
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,037	0,050	0,050
2	0,047	0,031	0,031
3	0,034	0,016	0,016
4	0,025	0,010	0,010
5	0,019	0,008	0,008
6	0,015	0,006	0,006
7	0,013	0,005	0,005
8	0,011	0,004	0,004

, м.

где - скорость газа на выходе с рабочего колеса м/с, определяется выражается из уравнения [6]:

где - нормальная скорость газа на выходе с рабочего колеса принимают равной c1 [6].

,

В таблице 3.6 показаны, рассчитанные скорости на выходе с рабочих колес для трех типов компрессоров.

Таблица 3.6 - Скорости газа на выходе с рабочих колес

№ ступени	Скорости газа на выходе с рабочих колес c2, м/c
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	363,04	308,35	308,35
2	250,76	308,87	308,87
3	225,65	309,05	309,05
4	221,00	309,11	309,11
5	220,18	309,13	309,13
6	220,04	309,14	309,14
7	220,01	309,14	309,14
8	220,01	309,14	309,14

Рассчитаем высоту лопаток на выходе с рабочего колеса:

,м

Таблица 3.7 - Расчетные размеры лопаток на выходе

№ ступени	Расчет размера лопаток на выходе b1, м
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,010	0,006	0,006
2	0,007	0,003	0,003
3	0,005	0,002	0,002
4	0,004	0,002	0,002
5	0,003	0,001	0,001
6	0,003	0,001	0,001
7	0,002	0,001	0,001
8	0,002	0,001	0,001

Рассчитаем размер ширины диффузора для рабочих колес изготовленных из алюминиевого сплава:



(3.12)

Проведем расчет скоростей газа на выходе из диффузора по следующей формуле:

В таблице 3.8 и в таблице 3.9 показаны расчетные размеры ширины диффузора и скорости потока газа в диффузоре.

Таблица 3.8 - Расчетные размеры диффузора

№ ступени	Ширина канала диффузора b3, м
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,015	0,010	0,010
2	0,011	0,005	0,005
3	0,008	0,003	0,003
4	0,006	0,002	0,002
5	0,005	0,002	0,002
6	0,004	0,002	0,002
7	0,003	0,001	0,001
8	0,003	0,001	0,001

Таблица 3.9 - Скорость газа в диффузоре

№ ступени	Значение скорости газа на выходе из диффузора для материалов , м/c
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	151,265	181,380	181,380
2	104,484	181,686	181,686
3	94,020	181,792	181,792
4	92,082	181,829	181,829
5	91,742	181,842	181,842
6	91,682	181,846	181,846
7	91,672	181,847	181,847
8	91,670	181,848	181,848



Ширина основания рабочего колеса рассчитывается по следующей формуле:

,

Рассчитаем ширину основания рабочего колеса изготовленного из алюминиевого сплава:

,

В таблице 3.10 показаны рассчитанные значения ширины основания лопаток рабочего колеса для различных материалов.

Таблица 3.10 - Расчетные размеры ширины основания рабочих колес

№ ступени	Ширина основания рабочих колес , м/c
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,100	0,132	0,132
2	0,118	0,094	0,094
3	0,093	0,063	0,063
4	0,075	0,052	0,052
5	0,063	0,047	0,047
6	0,056	0,044	0,044
7	0,051	0,042	0,042
8	0,047	0,040	0,040

3.2 Расчет вала компрессора

Для расчета вала центробежного компрессора примем сталь марки 12ХН3А. Сталь данной марки используют для изготовления высоконагруженных валов с диаметром вала не более 120 мм [ ].

Диаметр вала компрессора рассчитывают по следующей формуле:



где W - момент сопротивления кручению и изгибу, м3.

Момент сопротивления кручения и изгиба выражается из следующей формулы:

где M - момент силы, Н/м;

- допустимый предел текучести, МПа, для стали 12ХН3А при 300оС равен 500 МПа;

k - коэффициент запаса, для высоконагруженных валов примем 3 [ ].

Момент рассчитывается по следующей формуле [ ]:

где F - сила действующая на вал компрессора, Н;

L - плече силы, м.

Плече силы определяется, как расстояние от центра тяжести рабочего колеса до опорного подшипника:

м

Сила действующая на вал вычисляется по формуле:

где - масса рабочего колеса i ступени, кг;

S - площадь выходного сечения диффузора, м.

Масса рабочего колеса компрессора рассчитывается по формуле:

.

где - плотность материала рабочих колес, кг/м3;

z - количество лопаток на рабочем колесе, принимают в количестве от 6 до 16 штук на рабочем колесе [6].

Плотность для сплава АК8 примем 2800 кг/м3, для сплава ВТ5 4400 кг/м3 и для стали 09Х14Н19В2БР1 8120 кг/м3 [12].

,

Для упрощения расчетов примем массы всех рабочих колес равными. В таблице 3.11 показаны приблизительные массы рабочих колес в зависимости от материала из которого они изготовлены.

Таблица 3.11 - Массы рабочих колес

Материал используемый для изготовления лопаток
АК8 , кг	09Х14Н19В2БР1 , кг	ВТ5 , кг
13,4	65,6	35,5

Площадь сечения диффузора рассчитаем по формуле для первой ступени:

Рассчитаем силу действующую на вал компрессора:

,

Н/м

Рассчитаем момент сопротивления по формуле [ ]:

В таблице 3.12 показаны рассчитанные силы действующие на вал и момент силы

Таблица 3.12 - Силы действующие на вал и момент силы

№ ступени	Материал используемый для изготовления лопаток
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
	F,Н M,Н/м	F,Н	M,Н/м	F,Н	M,Н/м
1	19153,7	1436,5	3990,4	299,3	3990,4	299,3
2	27441,6	2058,1	7836,7	587,8	7836,7	587,8
3	30424,1	2281,8	7832,2	587,4	7832,2	587,4
4	31050,8	2328,8	7830,7	587,3	7830,7	587,3
5	31163,7	2337,3	7830,1	587,3	7830,1	587,3
6	31183,4	2338,8	7829,9	587,2	7829,9	587,2
7	31186,8	2339,0	7829,9	587,2	7829,9	587,2
8	31187,4	2339,1	7829,8	587,2	7829,8	587,2

В таблице 3.13 показаны значения сопротивления моменту силы:

Таблица 3.13 - Значения сопротивления моменту силы

№ ступени	Значения сопротивления моменту силы
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	151,265	181,380	181,380
2	104,484	181,686	181,686
3	94,020	181,792	181,792
4	92,082	181,829	181,829
5	91,742	181,842	181,842
6	91,682	181,846	181,846
7	91,672	181,847	181,847
8	91,670	181,848	181,848

Рассчитаем диаметр вала на первой ступени:

В таблице 3.14 показаны расчетные диаметры вала для каждой ступени компрессора.

Таблица 3.14 - Расчетный диаметр вала на каждой ступени компрессора

№ ступени	Расчетный диаметр вала на каждой ступени компрессора
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,034	0,041	0,041
2	0,038	0,051	0,051
3	0,039	0,051	0,051
4	0,039	0,051	0,051
5	0,039	0,051	0,051
6	0,039	0,051	0,051
7	0,039	0,051	0,051
8	0,039	0,051	0,051

3.3 Расчет подшипников компрессора

Подшипники необходимы для обеспечения фиксации ротора в корпусе, снижения трения между валом и корпусом компрессора и т.д. Для обеспечения исправной и надежной работы подшипников необходимо подбирать материал с учетом режима работы оборудования. Помимо этого к подшипникам компрессорного оборудования предъявляют следующие требования:

- низкий коэффициент трения;

- повышенная устойчивость к задирообразованию;

- высокая сопротивляемость изнашиванию и заеданию;

- высокая усталостная прочность.

Материал для подшипников компрессора выбирают в зависимости от окружной скорости на поверхности вала. Скорость на поверхности вала рассчитаем по следующей формуле:

,

В таблице 3.15 показаны рассчитанные значения окружных скоростей для трех компрессоров.

Таблица 3.15 - Расчетный окружные скорости на валу компрессора

№ ступени	Расчетный диаметр вала на каждой ступени компрессора
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	14,92	22,58	22,58
2	16,82	22,57	22,57
3	17,41	22,57	22,57
4	17,53	22,56	22,56
5	17,55	22,56	22,56
6	17,56	22,56	22,56
7	17,56	22,56	22,56
8	17,56	22,56	22,56

По полученным значениям примем материал для вкладышей подшипников скольжения свинцовая БрСЗО. Данный материал имеет максимально допустимую нагрузку 20 МПа [12].

Рассчитаем необходимую ширину подшипника, для восприятия нормальных нагрузок по следующей формуле:

,



где - максимальное допустимое нормальное давление на подшипник, Па;

- коэффициент запаса, необходим для снижения нагрузки на вкладыши подшипника.

Примем коэффициент запаса прочности в данном случае 3, это позволит снизить нагрузку с подшипника скольжения в три раза. Что в свою очередь обеспечит:

- увеличение максимальной возможной нагрузки в трое;

- увеличение срока долговечности подшипника;

- снижение локальной нагрузки на корпус компрессора.

Рассчитаем ширину подшипника для компрессора с рабочими колесами из алюминиевого сплава для первой ступени:

,

В таблице 3.16 показаны рассчитанные значения ширина вкладышей подшипников для трех компрессоров.

Таблица 3.16 - Ширина вкладышей подшипника скольжения

№ ступени	Ширина вкладышей подшипника скольжения
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,086	0,023	0,023
2	0,109	0,023	0,023
3	0,117	0,023	0,023
4	0,118	0,023	0,023
5	0,118	0,023	0,023
6	0,119	0,023	0,023
7	0,119	0,023	0,023
8	0,119	0,023	0,023

Для обеспечения лучшего охлаждения и смазки подшипников скольжения, подшипники разделим на несколько частей. Каждый подшипник с рабочими колесами из алюминиевого сплава поделим на четыре части, из титана и стали на три части. Зазоры между вкладышами примем 3 мм [12]. Значения ширины каждого вкладыша на отдельной ступени показаны в таблице 3.17.

Таблица 3.17 - Ширина вкладышей подшипника скольжения

№ ступени	Ширина раздельного вкладыша подшипника
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,021	0,008	0,008
2	0,027	0,008	0,008
3	0,029	0,008	0,008
4	0,030	0,008	0,008
5	0,030	0,008	0,008
6	0,030	0,008	0,008
7	0,030	0,008	0,008
8	0,030	0,008	0,008

Рассчитаем необходимое сечение подшипника по следующей формуле для первой ступени компрессора с рабочими колесами из алюминиевого сплава:

,

Рассчитав сечение подшипника, рассчитаем наружний диаметр подшипника для первой ступени по формуле:

,

Рассчитаем высоту вкладыша подшипника по следующей формуле для первой ступени:



,

В таблице 3.18 даны значения сечения вкладыша подшипника для трех компрессоров.

Таблица 3.18 - Сечения вкладыша подшипника

№ ступени	сечения вкладыша подшипника
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,00096	0,00039	0,00039
2	0,00137	0,00039	0,00039
3	0,00152	0,00039	0,00039
4	0,00155	0,00039	0,00039
5	0,00156	0,00039	0,00039
6	0,00156	0,00039	0,00039
7	0,00156	0,00039	0,00039
8	0,00156	0,00039	0,00039

Таблица 3.19 - Наружний диаметр вкладыша подшипника скольжения

№ ступени	сечения вкладыша подшипника
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,0484	0,0555	0,0555
2	0,0564	0,0554	0,0554
3	0,0589	0,0554	0,0554
4	0,0594	0,0554	0,0554
5	0,0595	0,0554	0,0554
6	0,0595	0,0554	0,0554
7	0,0595	0,0554	0,0554
8	0,0595	0,0554	0,0554

Высота вкладыша подшипника скольжения показана в таблице 3.20 для каждой ступени компрессора. Расчет проведен для трех компрессоров с рабочими колесами изготовленными из разных материалов.



Таблица 3.20 - Высота вкладыша подшипника

№ ступени	Высота вкладыша подшипника
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,0074	0,0024	0,0024
2	0,0093	0,0024	0,0024
3	0,0099	0,0023	0,0023
4	0,0100	0,0023	0,0023
5	0,0100	0,0023	0,0023
6	0,0100	0,0023	0,0023
7	0,0100	0,0023	0,0023
8	0,0100	0,0023	0,0023

На рисунке 3.3 показан эскиз подшипника скольжения для центробежного компрессора с рабочими колесами из сплава ВТ5 и 09Х14Н19В2БР1.

Рисунок 3.3 - Эскиз подшипника скольжения

Для такого что бы рассчитать ширину подшипника необходимо прибавить общую ширину вкладыша подшипника с обшей шириной зазоров между ними. Значения ширины подшипников для каждой ступени показаны в таблице 3.21.

Таблица 3.21 - Высота вкладыша подшипника

№ ступени	Ширина подшипника
	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
1	0,095	0,014	0,014
2	0,118	0,014	0,014
3	0,126	0,014	0,014
4	0,127	0,014	0,014
5	0,127	0,014	0,014
6	0,128	0,014	0,014
7	0,128	0,014	0,014
8	0,128	0,014	0,014

3.4 Расчет толщины стенки и габаритных размеров компрессора

Для расчета толщины стенки внешнего корпуса компрессора необходимо подобрать материал.

Выбор марки стали для изготовления компрессорных агрегатов, это один из важнейших этапов проектирования аппарата. Так как от выбранной марки стали будет зависеть работоспособность, долговечность, надежность аппарата и ряд других качеств.

Марку стали подбирают с учетом следующих параметров: температурного режима работы, средней температуры окружающей среды, коррозионной активности среды, рабочего давления в аппарате и т.д.

Температуру в аппарате принимаем 160оС, данная температура устанавливается процессом сжатия газа. Давление в аппарате 4,5 МПа. Так как аппарат работает при невысоких температурах и давлениях, примем конструкционную сталь 20ХМЛ.

Марка стали 20ХМЛ имеет следующие характеристики:

- предел текучести при расчетной температуре, примерно равен при температуре 200оС 220 МПа [14];

- предел прочности при расчетной температуре, при температуре 200оС 410 МПа.

Данные параметры стал приняли из интернет источника [14.]

Внешний корпус компрессора представляет из себя толстостенный цилиндрический агрегат горизонтального расположения с двух сторон, который с двух сторон закрыт плоскими днищами. Толщина стенки рассчитывается по формуле [10]:

где Рр - рабочее давление в аппарате, МПа;

Dв - внутренний диаметр аппарата, м;

- допускаемое напряжение на растяжение металла, МПа;

- коэффициент прочности продольного сварного шва, примем для автоматической сварки 0,9. Данный коэффициент принимаем из учебного пособия [10];

С - добавочный коэффициент на коррозию и эрозию, м.

С= Cк + Сэ + Сд + Со

где Cк - добавка на коррозию, примем данную прибавку 3мм. В учебном пособие [10] даются рекомендуемые значения: 2мм, 3мм, 5мм, 6мм и так до 100мм;

Сэ - добавка на эрозию, примем 2 мм;

Сд - дополнительная технологическая добавка толщины стенки, данную добавку принимать не будем, т.к. не имею данных .

Со - надбавка на округление толщены стенки.

C = 2 + 3 = 5 мм

Допускаемое напряжение определяется по следующей формуле:

где - запас прочности, принимаемый 0,9. Данный коэффициент из учебного пособия [];

- нормативное допускаемое напряжение.

Для низколегированных и углеродистых сталей рассчитывают по формуле

или

где - предел текучести при расчетной температуре, примерно равен при температуре 100оС 220 МПа;

- предел прочности при расчетной температуре, при температуре 200оС 420 МПа;

> 1,5 и > 2,5 коэффициенты запаса прочности.

По расчетам примем наименьшее допустимое напряжение. Рассчитаем нормативное допускаемое напряжение:

МПа или МПа

Примем нормативное допускаемое напряжение = 167 МПа. Рассчитаем допускаемое напряжение стали:

МПа

Рассчитаем толщину стенки центробежного компрессора:

м

Толщину стенок днища рассчитывают по следующей формуле:

Для стандартных днищ R = Dв, рассчитаем толщину стенки днища [10]:

м

На рисунке показана схема крепления крышки внешнего корпуса компрессора:

Рисунок 3.4 - Схема крепления крышки компрессора

Рассчитаем диаметр внешнего корпуса центробежного компрессора c алюминиевыми рабочими колесами по следующей формуле:

,

Крышка к внешнему корпусу компрессора присоединяется с помощью фланцевого соединения, размеры фланцевого соединения примем для Dу 800 мм из интернет источника [5]. Внешний диаметр фланца принимаем Dф =970 мм. Диаметр крышки компрессора примем равной Dф , = 930 мм.

Длинна корпуса компрессора зависит от длинны вала, которая складывается от суммарной ширины рабочих колес, подшипников, уплотнений.

Рассчитаем длину вала для компрессора с алюминиевыми лопатками. Общая ширина подшипников компрессоре равна:

,

Общая ширина рабочих колес равна:

,

Суммарную ширину системы газовых уплотнений примем 300 мм по паспорту компрессора НЦ - 10 [].

Рассчитаем длину корпуса компрессора:

.

В таблице 3. 22 показаны габаритные размеры компрессоров с рабочими колесами из разных материалов:

	АК8	09Х14Н19В2БР1	ВТ5
S, м.	0,034	0,034	0,034
, м.	0,062	0,062	0,062
	0,87	0,985	0,985
	1,87	1,0	1,0

3.5 Расчет располагаемой мощности ГТУ

Для обеспечения работы центробежного насоса необходима его сопрягать с силовой установкой. На компрессорных станциях в качестве силовых установок используют газомотокомпрессоры, электродвигатели и

газотурбинные установки (ГТУ). Электродвигатели используют при небольшой производительности, газомотокомпрессоры экономически

выгодно использовать при производительности по газу менее 10 млн. м3/сут. ГТУ же выгодно использовать при производительности более 15 млн. м3 /сут. [7].

Производительность одной технологической линии ГПА ЦСПТГ - 5 равна 3,5 млн. м3/сут., необходимо использовать газомотокомпрессор. Но так как ГПА работает на треть мощности примем в качестве силовой установки примем ГТУ. Это так же позволит в дальнейшем провести модернизацию ГПА и увеличит ее производительность [2].

Проведем подбор ГТУ для рассчитанного центробежного насоса.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящий центробежный нагнетатель, находятся в зависимости от условий работы установки по формуле:

,

где - номинальная мощность ГТУ, кВТ;

Kн - коэффициент учитывающий состояние ГТУ;

Kу - коэффициент учитывающий утилизацию тепла;

Kt - коэффициент учитывающий влияние температуры окружающего воздуха;

Pa - давление атмосферы МПа;

Tз и Тзн - расчетная и номинальная температура воздуха на входе в ГТУ, К.

Для расчета примем газотурбинную установку ГПУ-10 с номинальной мощностью 10 МВт [7].

Коэффициент технического состояния ГТУ примем 0,95. Коэффициент влияния температуры воздуха на ГПУ-10 равен 3,7 [7].

Давление атмосферы принимается с учетом географического расположения компрессорной станции. Примем атмосферное давление для Нефтеюганска 97500 Па [7].

Расчетная температура рассчитывается по следующей формуле:

где - средняя температура атмосферного воздуха, К;

- поправка на изменчивость климатических данных, для годового периода равна 1,5 К [7].

Средняя годовая температура воздуха в Нефтеюганске равна 2оС или 275 К. Номинальную температуру воздуха принимаем 288 К [7].

Расчетная температура воздуха равна:

,

Рассчитаем располагаемую мощность ГТУ:

,

Значение располагаемой мощности ГТУ не должно превышать номинальную мощность на 15%. Если в результате расчетов получается мощность больше, то ГТУ принимают с запасом мощности 1,154 [7].

В данном случае располагаемая мощность получилась ниже номинальной мощности. Примем ГТУ марки ГПУ - 10 мощностью 10 МВт.

3.6 Расчет режима работы центробежного компрессора

Проведем расчет режима работы центробежного компрессора. Значения минимальных и максимальных оборотов работы компрессора определяется по следующей формуле [7]:

,

где - минимальная производительность насоса, м3/ мин.;

- максимальная производительность насоса, м3/ мин.;

- номинальное количество оборотов компрессора, об/мин;

- производительность компрессора при номинальных оборотах, м3/ мин.

Номинальное количество оборотов 8500 об/мин, производительность компрессора при нормальных условиях равна 480 м3/мин. Минимальную и максимальную производительность примем 450 и 500 м3/мин [2] на основе центробежного компрессора марки НЦ-10.

Рассчитаем максимальное и минимальное количество оборотов центробежного компрессора [7]:

,

,

Минимальное и максимальное количество оборотов ГТУ определяются по формуле [7]:

,

где i - передаточное число от турбины к центробежному компрессору, данное значение определяется кпд трансмиссии и газодинамической турбины, равен 1,1 [2].

,

,

Проведем расчет температур на ступенях компрессора по следующей формуле:

,

где - температура газа на предыдущей ступени, К;

- адиабатический коэффициент полезного действия, для центробежных компрессоров можно принять 0,85 [6];

,

где k - показатель адиабаты, определяется из соотношения ;

- степень сжатия ступени, показана в таблице 3.3;

- изобарная теплоемкость, Дж/кгК;

- изохорная теплоемкость, Дж/кгК.

Изобарная теплоемкость определяется по следующей формуле:

,

где Rпнг - постоянная газовая ПНГ Дж/кгК

Постоянная газовая ПНГ определяется по формуле:

,

где М - молекулярная масса ПНГ, кг/моль;

R - постоянная газовая, равна 8310 Дж/кгК

Молекулярная масса для ПНГ равна 17111 кг/моль [2].

,

Изохорная теплоемкость определяется по формуле:

,

где К - коэффициент равный для многоатомного газа 1,33.

,

Рассчитаем изобарную теплоемкость:

,

Рассчитаем показатель адиабаты по формуле:

,

,

Рассчитаем температуру на первой ступени центробежного компрессора по следующей формуле:

,

Температура на ступени компрессора в градусах цельсия равна:



,

В таблице 3.24 показаны значения температур для ступеней компрессора:

Таблица 3.24 - Температуры на ступенях компрессора

Температура на ступенях компрессора
№ ступени	,	,	,
1	340,85	347,53	74,53
2	412,75	424,26	151,26
3	469,16	477,09	204,09
4	512,39	518,62	245,62
5	548,14	553,35	280,35
6	578,96	583,48	310,48
7	606,23	610,24	337,24
8	630,80	634,43	361,43

По расчетным значениям температуры видно, что с третей ступени температура превышает допустимое значение. Необходимо компрессор разделить на две секции, и обеспечить дополнительное охлаждение компрессора. В первой секции компрессора разместить 3 ступени сжатия, а во второю секцию установить остальные рабочие колеса.



4. КИП и автоматизация производства

Газоперекачивающие агрегаты это сложная совокупность различных аппаратов, которые необходимы для компримирования и транспортировки попутного газа. Данные агрегаты относятся к оборудованию непрерывного действия, и для безопасной и надежной эксплуатации компрессорные станции оснащаются системами автоматического контроля.

На примере предприятия ООО «РН-Юганскнефтегаз» рассмотрим систему автоматизации газоперекачивающего агрегата.

Газ подаётся в газоперекачивающие агрегаты ГПА на первую ступень сжатия. Первая и вторая ступени сжатия расположены в одном корпусе компрессора (полнонапорный компрессор). В качестве привода компрессоров установлены газовые турбины (ГПА-10ДКС «Урал») ОАО НПО «Искра».

Для защиты компрессоров от попадания посторонних предметов на входных коллекторах установлены защитные решетки. На входных и выходных газопроводах I ступени сжатия ГПА осуществляется местный и дистанционный контроль давления и температуры.

Все режимы работы ГПА выполняются и контролируются автоматически, по командам с пульта контроля и управления оператора.

Давление газа на входной линии I ступени сжатия ГПА контролируется с помощью прибора позиция PIR BP99-1.

Перепад давления газа на конфузоре, установленном на входной линии I ступени сжатия ГПА, (до 25 кПа) контролируется с помощью дифференциального манометра позиция PDIR BP106-1 .

Температура газа на входной линии I ступени сжатия ГПА (5 ч 350С) контролируется с помощью прибора позиция TIАН ВР97-1. При повышении температуры выше 50єС срабатывает предупредительная сигнализация.

На I ступени сжатия ГПА газ дожимается до давления 1,107 МПа.

Давление газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА контролируется с помощью прибора позиция PIR BP100-1.

Температура газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА (100 ч 140 єС) контролируется с помощью прибора позиция ТISAHH BP98-1. При повышении температуры выше 140єС срабатывает предупредительная сигнализация.

Защита компрессорного оборудования от превышения давления обеспечивается системой управления ГПА.

Для быстрой разгрузки компрессора при аварийном останове ГПА выполнен короткий байпас компрессора с выхода второй ступени на вход первой. Линия оборудована быстродействующим отсечным клапаном Кз1 (АО) с пневмоприводом и дистанционным управлением (время полного открытия/закрытия - 12 сек.).

После сжатия, нагретый газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ1 до температуры 25 ч 50 єС.

В качестве ВХ1 приняты аппараты воздушного охлаждения 2АВГ-75Р.

Давление газа на входе и выходе из аппаратов воздушного охлаждения ВХ1 контролируется как по месту манометрами позиция PI 0112 так и дистанционно по сигналу приборов позиция PIR 0114, (вход) и PIR 0115 (выход).

Температура газа в аппаратах ВХ1 контролируется как по месту термометрами позиция TI 0101 (вход) и TI 0102 (выход), так и дистанционно по сигналу приборов позиция TIR 0104 (вход) и TICAНL 0106 (выход).

Температура газа на выходе ВХ1 регулируется в диапазоне 25 ч 500С регулированием степени открытия жалюзи.

Охлажденный в аппаратах воздушного охлаждения ВХ1 газ поступает в сепаратор С1, в котором происходит отделение конденсата, выделившегося в результате охлаждения газа.

В качестве сепараторов С1 принят сепаратор газовый ГС2-6,3-2000-2-И.

Уровень жидкости в сепараторах С1 контролируется приборами регулирующего контура (позиция LISАНL 0125) с воздействием на регулирующие клапаны КР1 для поддержания уровня 0,10 ч 0,40 м.

Регулирующие клапаны установлены на трубопроводах выхода жидкости из сепаратора С1, соответственно.

При повышении уровня жидкости в сепараторах С1 выше 0,40 м по сигналу приборов поз. LISАНL 0125 срабатывает предупредительная сигнализация и происходит открытие КР1, при понижении уровня жидкости сепараторах С1 ниже 0,10 м срабатывает предупредительная сигнализация и происходит закрытие КР1.

При понижении уровня жидкости сепараторах С1 ниже 0,03 м по сигналу приборов позиция LАLL 0122 срабатывает аварийная сигнализация.

При повышении уровня жидкости в сепараторах С1 выше 0,72 м по сигналу приборов позиция LАНН 0121 срабатывает аварийная сигнализация.

Давление в сепараторах С1 (1,0…1,3 МПа (изб.)) контролируется как по месту манометрами позиция PI 0212, так и дистанционно по сигналу приборов позиция PIR 0118.

Температура в сепараторах С1 контролируется как по месту термометрами позиция TI 0103, так и дистанционно по сигналу приборов позиция TIАL 0110.

При понижении температуры сепараторах С1 ниже плюс 5 єС по сигналу приборов позиция TIАL 0110 срабатывает предупредительная сигнализация.

Сепараторы С1 оборудованы блоками предохранительных клапанов с установочным давлением 52,9 кгс/см2, газ от которых сбрасывается на факел высокого давления ФВД1, линиями сдувок на факел высокого давления, линиями продувки азотом на свечу рассеивания и трубопроводами дренажа и пропарки.

Отделившийся в сепараторах С1 конденсат через клапаны КР2 отводится в буферную емкость.

Для защиты первой ступени компримирования ГПА выполнена перепускная линия антипомпажного контура, по которой часть газа с выхода сепараторов С1 через регулирующий клапан с пневмоприводом и дистанционным управлением КРП1 может быть подана на вход сепаратора перед ГПА. Линии антипомпажного контура обеспечивают нормальную работу компрессора, так как он может работать только при загрузке, равной его номинальной производительности.

Газ из сепараторов С1 перед подачей на вторую ступень компримирования ГПА подается в сепаратор газовый С2 для тонкой очистки от конденсата, а также для отделения конденсата, образующегося при дросселировании на антипомпажных клапанах (при работе компрессора в режиме «кольцо»).

В качестве сепараторов С2 принят сепаратор газовый (вихревой) СГВ-7.

Уровень жидкости в сепараторах С2 контролируется приборами регулирующего контура (поз. LISАНL 0116) с воздействием на регулирующие клапаны КР3 для поддержания уровня 0,20 ч 0,50 м. Регулирующие клапаны установлены на трубопроводах выхода жидкости из сепаратора С2, соответственно.

При повышении уровня жидкости в сепараторах С2 выше 0,50 м по сигналу приборов поз. LISАНL 0116, срабатывает предупредительная сигнализация и происходит открытие КР3, при понижении уровня жидкости сепараторах С2 ниже 0,20 м срабатывает предупредительная сигнализация и происходит закрытие КР3.

При понижении уровня жидкости в сепараторах С2 ниже 0,14 м по сигналу приборов позиция LАLL 0114 срабатывает аварийная сигнализация.

При повышении уровня жидкости в сепараторах С2 выше 0,80 м по сигналу приборов позиция LАНН 0113 срабатывает аварийная сигнализация.

Давление в сепараторах С2 (не более 1,107 МПа (изб)) контролируется как по месту манометрами позиция PI 0106 так и дистанционно по сигналу приборов позиция PIR 0108.

Температура в сепараторах С2 контролируется как по месту термометрами позиция TI 0102, так и дистанционно по сигналу приборов позиция TIАL 0104.

При понижении температуры сепараторах С2 до 0єС по сигналу приборов поз. TIАL 0104 срабатывает аварийная сигнализация.

Сепараторы С2 оборудованы блоками предохранительных клапанов с установочным давлением 52,9 кгс/см2, газ от которых сбрасывается на факел высокого давления ФВД1, линиями сдувок на факел высокого давления, линиями продувки азотом на свечу рассеивания и трубопроводами дренажа и пропарки.

Отделившийся в сепараторах С2 конденсат через клапаны КР3 отводится в буферную емкость.

После сепарации газ подаётся на вторую ступень сжатия газоперекачивающих агрегатов ГПА.

Для защиты компрессоров от попадания посторонних предметов на входных коллекторах установлены защитные решетки.

Давление газа на входной линии II ступени сжатия ГПА контролируется с помощью прибора позиция PIR BP99-2.

Температура газа на входной линии I ступени сжатия ГПА контролируется с помощью прибора позиция TIАН ВР97-2. При повышении температуры выше 50єС срабатывает предупредительная сигнализация.

Перепад давления газа на конфузоре, установленном на входной линии II ступени сжатия ГПА, (до 25 кПа) контролируется с помощью дифференциального манометра позиция PDI BP106-2.

На II ступени сжатия ГПА газ дожимается до давления до 4,6 МПа (48,71 кгс/см2) (абс.).

Давление газа на нагнетательной линии II ступени сжатия ГПА (до 4,6 МПа (48,71 кгс/см2) (абс.)) контролируется с помощью прибора позиция PIR BP100-2.

Температура газа на нагнетательной линии I ступени сжатия ГПА (100 ч 150 єС) контролируется с помощью прибора позиция ТISAHH BP98-2. При повышении температуры выше 150єС срабатывает предупредительная сигнализация. После сжатия, нагретый газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ2 до температуры 30 ч 350С.

В качестве ВХ2 приняты аппараты воздушного охлаждения 2АВГ-75Р.

Давление на входе и выходе газа из аппаратов воздушного охлаждения ВХ2 контролируется как по месту манометрами позиция PI 0113 так и дистанционно по сигналу приборов позиция PIR 0116 (вход) и PIR 0117 (выход).

Температура газа в аппаратах ВХ2 контролируется как по месту термометрами позиция TI 0101 (вход) и TI 0202 (выход), так и дистанционно по сигналу приборов позиция TIR 0107 (вход) и TICAНL 0109 (выход).

Температура газа на выходе ВХ2 регулируется в диапазоне 30 ч 350С по сигналу прибора TICAНL 0109 путем изменения работы вентиляторов, а также регулированием степени открытия жалюзи.



Заключение

В механической части выпускной квалификационной работе был проведен расчет центробежного компрессора для компримирования и транспортировки попутного нефтяного газа.

Расчет компрессора проводился по трем конструкционным сплавам:

- алюминиевый сплав АК8;

- сталь 09Х14Н19В2БР1;

- титановый сплав ВТ5

При расчете были получены параметры газа сжатого газа до 4,5 МПа, рассчитаны силы и моменты силы действующие на вал компрессора и т.д. Итогом этих расчетом стали, рассчитанные габаритные размеры компрессора, рабочего колеса для каждой ступени, вала и подшипников.

По данным расчетам установили, что габаритные размеры центробежного компрессора и его внутренних устройств зависят от окружной скорости рабочего колеса. Окружная скорость определяется пределом прочности материала, из которого изготовлено рабочее колесо.

Полученные зависимости параметров, показаны в графиках ниже.

На графике 3.1 показана зависимость диаметра рабочего колеса от окружной скорости.

Гпафик 3.1 - зависимость диаметра рабочего колеса от окружной скоростb



Так как в центробежных компрессорах ослабленными узлами являются опорные подшипник, необходимо снизить нагрузку на них. Для этого необходимо снизить массу роторной группы, и распределить нагрузку по валу равномерно.

Для облегчения конструкции роторной группы компрессора, примем три рабочих колеса центробежного компрессора, для первой секции, выполнение из алюминиевого сплава АК8. Для остальных пяти рабочих колес примем материал ВК5. При этом диаметр колес, ступеней высокого давления, можно будет увеличить, так как максимальная окружная скорость титана выше, чем у алюминиевого сплава.

Данный способ поможет повысить надежность центробежного компрессора, за счет уменьшения физического воздействия на опорный подшипник. Что в свою очередь в некоторых случаях может увеличит срок службы опорного узла.



Список литературы

1. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов ВРД 39-1.10-069-2002.Оргэнергогаз.

2. Технологический регламент на эксплуатацию первого пускового комплекса объекта «Компрессорная станция (КС-2) приобского месторождения» ООО РН-Юганскнефтегаз. г. Нефтеюганск 2014г.

3. Шишко В.Б., Чиченев Н.А. Надежность технологического оборудования. - М.: Изд. дом МИСиС, 2012.

4. А.Н.Козаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 1999, с.459.

5. Леонтьев А.П., Леонтьев С., А.. Эксплуатация оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов: Учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. - 97.

6. В. М. Черкасский, Т. М. Романова, Р. А. Кауль. Насосы, Вентиляторы, Компрессоры. Учебное пособие для энергетических вузов и факультетов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М. «Энергия», 1968.

7. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций: Учебно-методический комплекс в двух частях. Часть 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 197 с.

8. А.Н.Козаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 1999, с.459

9. П. С. Кунина. Дефекты упорных подшипников скольжения нагнеьаьелей газоперекачивающих агрегатов.

10. Леонтьев, А. П. Леонтьев, С. А. Эксплуатация оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов: Учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999 - 97с.

Размещено на Allbest.ru