Розрахунок компресорної станції

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Компресорна станція (рос. компрессорная станция, англ. compressor station) - станція для одержання ступеня стиснення природного газу.

Існують два види компресорних станцій:

- КС, обладнані газомоторними поршневими компресорами (ГМК);

- КС, обладнані відцентровими нагнітачами (ВН) з приводом від газотурбінних двигунів (ГТД) або електродвигунів;

Компресорна станція у свій склад включає:

- блок очистки і підготовки газу, що встановлюється на вході в КС;

- газоперекачувальні агрегати (ГПА), в яких відбувається збільшення тиску газу до величин, які визначаються міцністю труб і устаткування;

- блок охолодження газу;

Компресорні станції з поршневими газоперекачувальними агрегатами (ГПА) забезпечують високий ступінь стиснення газу завдяки чому їх широко застосовують на станціях підземного зберігання газу (ПЗГ).

Компресорні станції з газотурбінним приводом завдяки більшій продуктивності перекачування газу та вищого ККД встановлені на переважній більшості КС (на сьогоднішній день в Україні проводиться заміна ГМК на ГТД і на деяких станціях підземного зберігання газу. При цьому ГПА встановлюються послідовно один за одним для збільшення ступеня стиснення газу).

Основні показники режиму роботи КС це: тиск газу на вході і виході, пропускна здатність КС. Параметри роботи КС визначаються режимом газотранспортної системи.

Компресорні станції, які приймають газ безпосередньо від джерела газопостачання (промислів), називаються головними компресорними (ГКС), а ті, які знаходяться вздовж газопроводу - проміжними компресорними станціями (ПКС).

Головна компресорна станція полягає в тому, що окрім компресорних установок, які призначені для компримування газу, мають місце ряд установок та вузлів для прийому газу від промислів і підготовки його для транспортування по трубопроводах, в тому числі до допоміжного устаткування входять: ємності для стислого газу, газозбірники, водозабезпечуючі, повітрозабірні і охолоджувальні установки, мережі інженерних комунікацій, трансформаторні підстанці, а також побутові приміщення для тих, що працюють.

Проміжні компресорні станції не мають установок для прийому газу від промислів і підготовки його для подальшого транспортування. На ПКС мають місце лише пиловловлювачі, які забезпечують безпечну роботу нагнітачів (газових компресорів).

Основна споруда головних і проміжних компресорних станцій - компресорний цех, в якому знаходяться компресорні установки. В компресорних цехах газ готують для подальшого транспортування і створюють необхідний тиск (компримують). Повний цикл компримування здійснюють в декількох (або в одному) компресорах, які з'єднані послідовно або паралельно. Компримування газу проводиться за допомогою відцентрових і поршневих нагнітачів.

Будівництво компресорних станцій, котрі являються важливими наземними об'єктами магістральних трубопроводів, відрізняються великою трудомісткістю, необхідністю виконання різних по об'єму і характеру будівельних, монтажних і спеціальних будівельних робіт в різних природньо-кліматичних зонах. Своєчасний ввід в роботу і швидке отримання проектної пропускної здатності магістральних газопроводів в значній мірі залежать від своєчасної здачі в експлуатацію компресорних станцій.



1. Розрахунок фізичних властивостей газу

Згідно завдання родовище газу Кегичевське

Таблиця 1.1 - Склад газу

Газ	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
%	93,2	3,3	1,4	0,25	0,18	0,6	1,3

Молекулярну масу суміші газів знаходимо за формулою

, (1.1)

де М_і- молекулярна маса і-того компонента;

y_і - концентрація і-того компонента в суміші.

Густина газу

, (1.2)

де 22,4 - об'єм одного кіломоля газу,

.

Відносна густина газу до повітря

, (1.3)



де 1,293 - густина повітря при нормальних умовах (тиск 101325 Па, температура 273 К),

.

Для визначення теплоємності газової суміші необхідно знати масові частки компонентів, які через об'ємні знаходяться за формулою

, (1.4)

; ;

;

;

; ;

Результати розрахунків зводимо в таблицю 1.3

Таблиця 1.3- Склад газу

Компонент	Долі
	об'ємні	Масові
Метан Етан Пропан Бутан Пентан Вуглекислий газ Азот	0,932 0,033 0,014 0,025 0,018 0,006 0,013	0,75 0,05 0,031 0,0729 0,0651 0,0132 0,017

Теплоємність суміші газів вираховується за формулою



, (1.5)

де С_рі - теплоємність кожного компоненту суміші;

Теплота згорання газу знаходиться за формулою

, (1.6)

деq_i- теплота згорання кожного компоненту суміші;

або

.

Коефіцієнт динамічної в'язкості визначається за формулою

, (1.7)

де - коефіцієнт динамічної в'язкості і-того компоненту;

Критична температура знаходиться за формулою

(1.8)



де Т_крi- критична температура і-того компоненту;

Критичний тиск суміші знаходиться за формулою

, (1.9)

де P_крi - критичний тиск і-того компоненту;



2. Технологічний розрахунок магістральних газопроводів

Мета розрахунків:

? вибрати робочий тиск, визначити кількість компресорних станцій (КС) і відстані між ними;

? виконати уточнений тепловий і гідравлічний розрахунок відрізок газопроводу між двома КС;

? вибрати тип газоперекачувальних агрегатів (ГПА) і провести розрахунок роботи КС;

Основними вихідними даними для технологічного розрахунку магістрального трубопроводу являються:

? плановий об'єм перекачувального газу Q_г,млрд. м³/рік;

? вміст перекачувального газу і вміст його елементів;

? довжина газопроводу L, км;

? характеристики труб і ГПА;

? дані про температуру навколишнього середовища та повітря в районі будівництва газопроводу.

Вибір робочого тиску, визначення кількості КС і відстані між ними.

Розрахунок виконується з нормативними правилами технологічного проектування.

Для визначення кількості КС потрібно визначити робочий тиск в газопроводі та тиск на вході КС. Вибрані тиски повинні дорівнювати нормативним тискам на вході та виході.

Розрахунок перекачувального газу. Основними характеристиками газу, які потрібні для виконання технологічного розрахунку газопроводу, являються: щільність, густина, молярна маса, газова стала, температура та тиск, відносна густина газу по повітрю. Деякі характеристики компонентів природних газів показані в таблиці 2.1.



Таблиця 2.1 - Характеристика компонентів природних газів

Газ	Густина, кг/м3	Динамічна в'язкість, 107МПа	Молярна маса, кг/моль	Газова стала, Дж/(кг*К)
	При 273К та 0,1013МПа	При 293К та 0,1013 МПа	При 273К та 0,1013 МПа	При 293К та 0,1013 МПа
Метан	0,717	0,669	1,020	1,102	16,04	518,57
Етан	1,356	1,264	0,880	0,940	30,07	276,64
Пропан	2,010	1,872	0,770	0,820	44,09	188,68
Батан	2,307	2,519	0,690	0,760	58,12	143,08
Пентан	3,457	3,228	0,636	0,632	72,15	115,23
Азот	1,251	1,165	1,710	1,840	28,02	296,75
	1,250	1,165	-	-	28,01	296,94
	1,977	1,842	1,400	1,650	44,01	188,97
	1,539	1,434	1,230	-	34,02	115,23
Кисень	1,293	1,206	1,745	1,822	28,96	292,70

Густина газу при стандартних умовах (293К та 0,101325 МПа) визначається за формулою:

с_ст = б₁·с₁ + б₂·с₂ +… б_n·с_n,(2.1)

де б₁… б_n - відсоток кожного елемента в суміші для даного газу;

с₁…с_n - густина елемента при стандартних умовах, кг/м³

Молярна маса визначається за формулою:

М = б₁·М₁ + б₂·М₂ +… б_n·M_n,(2.2)

де М₁…М_n- молярна маса елемента, кг/моль.

Псевдо-критична температура Т_пк (К) і тиск Р_пк (МПа) для природних газів з вмістом в ньому метану 85% і більше можуть бути найдені за формулами:

Т_пк = 155,24·(0,564 + с_ст).(2.4)

Р_пк = 0,1737·(26,831 - с_ст).(2.5)

Добова продуктивність газопроводу, визначається по формулі:

млн.м³/добу, (2.7)

де Q - річна задана продуктивність газопроводу;

К_в - оціночний коефіцієнт використання пропускної здатності газопро-воду.

Визначення відстані між компресорними станціями.

Відносний діаметр газопроводу в залежності від робочого тиску орієнтовно можна визначити по таблиці 2.2-2.3

Таблиця 2.2 - Визначення відносного діаметру газопроводу

Діаметр труб,мм	Продуктивність, млрд м3 /рік	Діаметр труб, мм	Продуктивність, млрд м3/ рік
	при Р = 5,5МПа	при Р=3,8МПа		при Р = 5,5МПа	при Р=3,8МПа
325	0,47	0,66	820	5,2	6,4
377	0,62	0,90	1020	9,2	11,2
426	0,91	1,36	1220	14,6	17,8
530	1,6	2,0	1420	21,17	26,4
630	2,6	3,2	1620	28,20	40,89
720	3,8	4,5

Таблиця 2.3 - Визначення відносного діаметру газопроводу

Діаметр труб,мм	Продуктивність, млрд м3 /рік	Діаметр труб, мм	Продуктивність, млрд м3/ рік
	при Р = 7,5МПа	при Р=5,1МПа		при Р = 7,5МПа	при Р=5,1МПа
325	0,9	1,3	820	6,9	8,4
377	1,1	1,6	1020	12,1	14,8
426	1,6	2,3	1220	19,3	23,5
530	2,2	2,7	1420	28,4	34,7
630	3,4	4,1
720	4,9	6,0

Для розрахунку відстані між КС можна прийняти орієнтовне значення середньої температури, наприклад:

= (Т₀ +Т_н) / 2,(2.10)

де Т₀ - температура навколишнього середовища на глибині закладеного газопроводу;

Т_н - температура газу на вході, яку можна прийняти 303 - 313К.

Тиск в початку району газопроводу визначається за формулою:

Р_н = р_наг - (дР_вих+дР_охол) = Р_наг - ДР_наг,(2.11)

де дР_вих. - втрати тиску в трубопроводі між компресорним цехом та вузлом підключення до лінійної частини магістралі;

дР_охол - втрати тиску в системі охолодження газу.

Для охолодження газу в апаратах повітряного охолодження потрібно прийняти дР_охол = 0,06 МПа. При відсутності охолодження газу дР_охол = 0.

Таблиця 2.4 - Витрата тиску

Тиск в газопроводі, МПА	Втрати тиску газу на КС, МПа
	На всмоктування Рвс	На нагнітачах дРвих
	На одноступеневій очистці газу	На двоступеневій очистці газу
5,40	0,08	0,13	0,07
7,35	0,12	0,19	0,11
9,81	0,13	0,21	0,13



- коефіцієнт гідравлічної ефективності, приймається по результатам розрахунків диспетчерської служби, при відсутності цих даних коефіцієнт гідравлічної ефективності приймається 0,95, якщо на газопроводі присутні прилади періодичної очистки внутрішньої частини трубопроводу, а при відсутності вказаних приладів приймається 0,92.

2.1 Уточнений тепловий і гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу між двома компресорними станціями

Уточнений тепловий і гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу між двома компресорними станціями проводиться з ціллю визначення тиску і температури газу в кінці ділянки, яка розглядається.

Порядок подальшого розрахунку буде наступний:

1) Приймаються в якості першого наближення значення та Z_cp, які знаходяться із попереднього визначення відстані між КС. Значення Т_ср визначається за формулою (2.10).

2) Зформулою (2.24) в першому наближенні визначається значення р_к.

3) За формулою (2.21) визначається середній тиск р_ср.

4) За формулами (2.18) та (2.19) з врахуванням середніх значень тиску і температури визначаємо середній приведений тиск р_пр і температуру Т_пр.

Для розрахунку кінцевого тиску у другому наближенні обчислюються уточнені значення Т_ср, та Z_cp. Для цього, при знаходження Т_ср, будемо використовувати величини середньої питомої теплоємності С_р, коефіцієнта Джоуля-Томсона D_i і коефіцієнта б_і, які обчислюються для значень р_ср і Т_ср першого наближення.

5) Число Рейнольдса обчислюється за формулою (2.15).

6) Коефіцієнт опору тертя л_тр і коефіцієнт гідравлічного опору л обчислюються відповідно за формулами (2.14) та (2.13).

7) Визначаємо кінцевий тиск у другому наближенні за формулою (2.24).

8) Якщо отриманий результат відрізняється від попереднього наближення більш ніж на 1%, то має місце уточнення розрахунків, виконуючи третє наближення, починаючи з пункту 3. Якщо результат задовольняє умови точності розрахунків, то переходимо до наступного пункту.

На цьому тепловий і гідравлічний розрахунки ділянки газопроводу завершуються.

2.2 Вибір типу ГПА і розрахунок режиму роботи КС

Для розрахунків режимів роботи КС приймаються характеристики ЦН, які являють собою залежність ступеня повишення тиску е, політропного коефіцієнта корисної дії з_кор і приведеної відносної внутрішньої міцності:

Таблиця 2.5 - Основні параметри деяких типів центрових насосів при номінальному режимі роботи

Тип ЦН	Qн, млн.м3/добу	Тиск (абс.), Мпа	е	Приведені параметри	nн, хв-1
		pВС	рнаг		ZПР	RПР, Дж/(кг·К)	ТПР, К
H-300-1.23?	19	3.63	5.49	1.23	0.91	490.5	288	6150
370-18-1?	37	4.96	7.45	1.23	0.888	508.2	288	4800
H-16-56?	51	3.57	5.49	1.24	0.893	508.2	307	4600
235-21-1	18.3	5.18	7.45	1.44	0.888	508.2	288	4800
ГПА-Ц-6.3/76	11.4	5.14	7.45	1.45	0.9	508.2	293	8200
ГПА-Ц-16/76	32.6	5.14	7.45	1.44	0.888	508.2	288	4900
Н-16-76-1.44	31	5.18	7.45	1.44	0.898	508.2	288	6340
650-21-2	53	4.97	7.45	1.45	0.9	501.4	288	3700
650-22-2	47	4.97	7.45	1.45	0.9	501.4	288	3700
CDR-224	17.2	4.93	7.45	1.51	0.9	490.5	288	6200
RF2BB-30	21.8	4.93	7.45	1.51	0.9	490.5	288	6200
RF2BB-36	38	4.93	7.45	1.51	0.89	510.1	288	4437
PCL802/24	17.2	5	7.45	1.49	0.9	490.5	288	6200
PCL1002/40	45	4.93	7.45	1.51	0.9	490.5	288	4670

? - тиски p_ВС та р_наг для роботи нагнітачів по схемі двоступеневого стиску.

Одним із універсальних видів характеристик ЦН є приведена характеристика по методиці ВНИИГАЗа (рисунок 2.1)

Рисунок 2.1 - Приведена характеристика центробіжного нагнітача по методиці «ВНИИГАЗа»

Провівши горизонтальну лінію із значення, знайдемо точку перетину А з кривою a b c. Будуючи із отриманої точки перпендикуляр до перетину з горизонтальною віссю, знаходимо Q_ПР. (рисунок (2.1

Таблиця 2.6- Технічна характеристика деяких типів ГПА з газотурбінним приводом

Тип ГТУ	, кВт	К			Частота обертання силового вала, хв-1
					nmin	nmax
ГПА-Ц-6,3	6300	288	0,95	1,3	5740	8610
ГТК-10	10000	288	0,95	3,7	3300	5100
ГПУ-10	10000	298	0,95	3,7	3360	5300
ГТН-10И	10000	288	0,95	2,0	4550	6870
ГТК-16	16000	288	0,95	3,2	3500	4850
ГТН-16	16000	288	0,95	3,2	4400	6600
ГПА-Ц-16	16000	288	0,95	2,8	3430	5150
ГТН-25	25000	288	0,95	3,2	3500	3900
ГТН-25И	25000	288	0,95	2,2	3270	5100



3. Система маслопостачання КС і ГПА, маслоочисні машини та апарати повітряного охолодження масла

Система маслопостачання компресорної станції включає в себе дві маслосистеми: загальноцехову і агрегатну.

Загальноцехова маслосистема (рисунок 3.1), призначена для прийому, зберігання і попереднього очищення мастила перед подачею його в видаткову ємність цеху. Ця система включає в себе: склад ПММ 1 і приміщення регенерації масла 3. На складі є в наявності ємності 2 для чистого і відпрацьованого масла. Обсяг ємностей для чистої олії підбирається виходячи із забезпечення роботи агрегатів терміном не менше 3 місяців. У приміщенні складу ПММ встановлюється ємність відрегенерованого мастила і ємність відпрацьованого мастила, установка для очищення мастила типу ПСМ-3000-1, а також система маслопроводів з арматурою.

1 - склад ПММ; 2 - ємності масляні; 3 - приміщення регенерації мастила; 4 - газоперекачувальні агрегати; 5 - маслобак ГПА; 6 - мастилопроводи; 7 - аварійна ємкість.

Рисунок 3.1 - Загальноцехова система змащування



Після підготовки мастила на складі ПММ та перевірки його якості, підготовлене мастило надходить у видаткову ємність. Обсяг видаткової ємності вибирається рівним обсягом системи змащування ГПА, плюс 20% для підживлення працюючих агрегатів. Ця видаткова ємність, обладнана замірною лінійкою, використовується для заправки агрегатів мастилом. Для газотурбінних ГПА застосовується мастило марки ТП-22С або ТП-22Б. Для організації руху мастила між складом ПММ та видатковою ємністю, а також для подачі до ГПА чистого мастила і відкачування з нього відпрацьованого мастила їх з'єднують за допомогою маслопроводів. Ця система повинна забезпечувати наступні можливості в подачі мастила:

- подачу чистого мастила з витратного маслобака в маслобак ГПА, при цьому лінія чистого мастила не повинна мати можливість змішуватися з відпрацьованим мастилом;

- подачу відпрацьованого мастила з ГПА тільки в ємність відпрацьованого мастила;

- аварійний злив і перелив мастила з маслобака ГПА в аварійну ємність. Для аварійного зливу необхідно використовувати електропривідні засувки, що включаються в роботу в автоматичному режимі, наприклад, при пожежі.

На рисунку 3.2 наведена схема маслосистеми для агрегату ГТК-25І фірми "Нуово-Піньон", яка включає в себе: мастильну систему, систему управління і гідравлічну систему, що забезпечує подачу мастила високого тиску на привід стопорних і регулювальних клапанів паливного газу, вузла управління поворотними сопловими лопатками ТНД, а також подачу мастила в систему ущільнення відцентрового нагнітача.



1 - маслобак; 2 - охолоджувач масла; 3 - фільтр масляні; 4 - фільтри масляні муфт; 5 - регулятор тиску; 6 - масляні насоси; 7 - запобіжний клапан; 8 - підігрівач; 9 - мастилопроводи.

Рисунок 3.2 - Система змащування ГТК - 25І:

Система змащування ГПА включає в себе три масляних насоса 6 (головний, допоміжний та аварійний), маслобак 1 з напірними і зливними трубопроводами 9, запобіжний клапан 7, охолоджувач мастила 2, два основних фільтра зі змінними фільтруючими елементами 3, електричний підігрівач 8, показники тиску, температури і показників рівня мастила.

Робота системи змащування здійснюється наступним чином: після включення допоміжного масляного насоса, мастило під тиском починає надходити з маслобака 1 в нагнітальні лінії. Основний потік масла надходить до охолоджувача мастила 2, звідки після охолодження воно подається до основних масляних фільтрів 3. Дифманометр, встановлений на фільтрах, вказуючи на перепад тиску до і після фільтрів, характеризує ступінь їх забруднення. При досягненні перепаду тисків мастила на рівні приблизно 0,8 МПа, відбувається перемикання роботи на резервний фільтр; фільтруючі елементи на працюючому фільтрі замінюються.

Очищене мастило після фільтрів надходить на регулятори тиску 5, які забезпечують подачу мастила на підшипники і з'єднувальні муфти "турбіна-редуктор" і "турбіна-нагнітач" з необхідним тиском.

Мастило з підшипників по зливних трубопроводах надходить назад у маслобак 1. Термоопору, встановлено на зливних трубопроводах, дозволяють контролювати температуру підшипників турбоагрегату і відцентрового нагнітача.

Кількість мастила в баку контролюється за допомогою спеціального рівнеміра, сполученого з вимикачем датчика мінімального та максимального рівня. Сигнали датчика введені в попереджувальну сигналізацію агрегатної автоматики. Контроль за рівнем мастила в маслобаку здійснюється і візуально за допомогою лінійки рівнеміра, встановленої на маслобаку.

Робота системи ущільнення відцентрового нагнітача заснована на використанні принципу гідравлічного затвора, що забезпечує підтримку постійного тиску масла на 0,1-0,3 МПа перевищує тиск перекачуваного газу.

Мастило до гвинтових насосів ущільнення надходить із системи маслопостачання ГПА. У систему ущільнення нагнітача входить (рисунок 3.3): регулятор перепаду тиску 3, що забезпечує постійний перепад тиску мастила над тиском перекачуваного газу, акумулятор 2, що забезпечує подачу мастила в ущільнення у разі припинення його подачі від насосів (при зникненні напруги), поплавкові камери 4, пристрої для збору мастила, що пройшло через ущільнення і газовіддільник 5, призначений для відбору газу, розчиненого в мастилі.



1 - відцентровий нагнітач; 2 - акумулятор; 3 - регулятор перепаду тиску; 4 - поплавкова камера; 5 - газовіддільник; 6 - масляне ущільнення (торцеве); 7 - мастилопровід високого тиску; 8 - гвинтові насоси.

Рисунок 3.3 - Система ущільнення відцентрового нагнітача

При роботі ГПА мастило високого тиску після насосів 8 по мастилопроводу надходить на вхід регулятора перепаду тиску 3. Після регулятора 3 воно надходить в акумулятор 2 і далі двома мастилопроводами 7 до ущільнень 6 відцентрового нагнітача 1. Після ущільнень мастило зливається в поплавкові камери 4, у міру заповнення яких воно перетікає в газовіддільник 5, де відбувається виділення газу, розчиненого в мастилі. Очищене від газу мастило повертається в основний маслобак, а виділений з мастила газ, через свічку відводиться в атмосферу.

Одним з найважливіших елементів системи ущільнень є безпосередньо масляні ущільнення. Розрізняють в основному два типи ущільнень: щілинні і торцеві. Про якість роботи системи ущільнень судять по інтенсивності надходження мастила в камеру поплавка. Швидке її заповнення мастилом при закритому зливі свідчить про підвищення витрати мастила через ущільнення.

На компресорних станціях для очистки турбінного мастила застосовуються мастилоочисні машини типів ПСМ-1-3000, CM-1-3000, НСМ-2, НСМ-3, CM-1, 5, які можуть працювати в залежності від ступеня забруднення мастила як по схемі очищення, так і за схемою освітлення регенерованого мастила. Принципова схема мастилоочищувальної машини типу ПСМ-1-3000 наведено на рисунку 3.4. За цією схемою забруднена мастило, пройшовши через фільтр грубого очищення 8, шестерним насосом 7 через електропідігрівач 5 подається в очисний барабан, що обертається 9, де з мастила відбувається виділення механічних домішок і води. У нижній частині барабана мастило під дією відцентрових сил надходить на розділові тарілки 10. Вода, що має більшу щільність, ніж мастило, відцентровою силою відкидається на периферію і під дією безперебійно надходить в барабан з мастилом, потрапляє у водяну порожнину збірника мастила 3. Очищене мастило по кільцевому каналу зливається у вакуум-бак 4. Шестерним насосом 7 мастило з вакуум-бака подається на фільтр 1, звідки воно виходить вже повністю очищеним. При роботі мастилоочищувальної машини механічні домішки осідають на стінках барабана 9.



1 - фільтр-прес; 2 - збірник мастила; 3 - водяна порожнина збірника мастила; 4 - вакуум-бак; 5 - електропідігрівач; 6 - вакуум-насос; 7 - шестерний насос; 8 - фільтр грубого очищення; 9 - барабан; 10 - розділові тарілки.

Рисунок 3.4 - Мастилоочисні машини ПСМ-1-3000

На компресорних станціях використовуються два типи систем охолодження мастила: градирні та апарати повітряного охолодження (АПО масла).

Градирні в даний час рідко використовуються на КС, головним чином, через труднощі їх експлуатації в зимовий період, коли починається інтенсивне їх обмерзання, що приводить до зниження надходження повітря в градирню і, як наслідок, підвищення температури мастила. Крім того, застосування градирень викликає необхідність хорошої підготовки води, підвищена витрата води, а також значні витрати на проведення профілактичних ремонтів градирень.

У системах АПО мастила використовуються схеми з безпосереднім охолодженням мастила і схеми з використанням проміжного теплоносія.

Як правило, схеми з використанням проміжного теплоносія застосовуються на установках імпортного виробництва типів: ГТК-25І та ГТК-10І.

На КС широке застосування знайшли апарати вітчизняного та імпортного виробництва типів АПГ, ЛФ, ПХ і ТЛФ з великим числом ребер на трубках. Усередині трубок для збільшення тепловіддачі встановлені регулятори потоку.

Конструктивне виконання таких апаратів показано на рисунку 3.5. Секції апаратів 3 складаються з горизонтально розташованих елементів охолодження 4, які змонтовані спільно з механізмом жалюзей 5 на сталевій опорній конструкції 6. Охолоджувальні елементи 4 мають в трубному просторі два ходи по мастилу. Підведення і відведення мастила до охолоджувальних елементів здійснюється по трубках 8. Над охолоджувальною секцією 4 для прокачування повітря встановлені два вентилятори 2.

Рисунок 3.5 - Апарат повітряного охолодження типу ЛФ

Як правило, всі ГПА до систем АПО мастила мають електропідігрівачі 7, які використовуються для попереднього підігріву мастила перед пуском агрегату в роботу до 25-30 °С. Підігрів мастила в охолоджувальній секції необхідний також для запобігання виходу з ладу трубної дошки, яка через підвищений опір може деформуватися і в місці стиковки її з секцією з'являється витік мастила.

Перепад температур мастила на вході і виході ГПА, як правило, досягає величини 15-25 ° С. Температура мастила на зливі після підшипників повинна становити 65-75 ° С. При температурах мастила нижче 45 ° С відбувається зрив масляного клина і агрегат починає працювати нестабільно. При температурі вище 85 ° С спрацьовує захист агрегату по високій температурі мастила.



4. Спецпитання. Апарати повітряного охолодження

компресорна станція газ

Для способу охолодження газу, я пропоную використовувати апарат повітряного охолодження, який дозволяє істотно збільшити інтенсивність процесу охолодження природного газу [3]. Він призначений для застосування при експлуатації компресорних станцій магістральних газопроводів, а саме в апаратах повітряного охолодження. Винахід дозволяє підвищити інтенсивність теплообміну за рахунок використання приземного руху повітряних мас.

1 - блок теплообмінників; 2 - вентилятор з приводом, 3 - опора; 4 - рама; 5 - сітка; 6 - фільтруюче полотно, 7 - завіса-клапан з повітренепроникного матеріалу.

Рисунок 4 - Агрегат повітряного охолодження

На виносці І показана робота завіс-клапанів з навітряної сторони АПО. На виносці ІІ показана робота завіс-клапанів з підвітряного боку АПО.

Запропонований апарат повітряного охолодження працює таким чином.

При включенні вентилятора (2) відбувається збільшення інтенсивності охолодження природного газу, що транспортується по трубах (1) завдяки обтікання їх повітряним потоком, мають меншу температуру, ніж стиснутий природний газ. При відсутності вітру і ввімкненому вентиляторі повітря, проходячи з усіх боків, піднімаючи завіси-клапани, через фільтруюче полотно (6) газ очищається від органічних та неорганічних домішок, завдяки чому істотно зменшується забруднення теплообмінних труб (1), що призводить до збереження тепловіддачі в часі.

металева сітка, до якої підвішені завіси-клапани (6) забезпечує одностороннє (всередину) відкривання завіс-клапанів і зниження зусилля повітряного потоку на фільтруюче полотно, сприймаючи натиск повітря на себе. Завіси-клапани з повітренепроникного матеріалу з навітряної сторони, маючи можливість відкриватися всередину, пропускають повітряні маси в простір між опорами, а завіси-клапани із зворотного боку прилягають до рами з фільтруючим полотном і перегороджують шлях повітряним масам для виходу з простору між опорами. В результаті чого утворюється надлишковий тиск в просторі між опорами, що інтенсифікує рух повітряних мас вгору через теплообмінник АПО. Отже, процес охолодження транспортованого природного газу.

Завіси-клапани, відображаючи сонячну радіацію, знижують температуру простору між опорами (4) апарату повітряного охолодження, що сприяє додатковому зниженню температури транспортованого газу.

Недоліком відомих АПО є те, що на ребристих поверхнях теплообмінника осідають органічні й неорганічні частинки, які погіршують тепловіддачу в навколишнє середовище.

Отже, запропонований винахід дозволяє істотно збільшити інтенсивність процесу охолодження природного газу в апаратах повітряного охолодження за рахунок приземного руху повітряних мас, покращити напружено-деформований стан газопроводу за компресорними станціями, знизити ризик корозійного розтріскування під напругою, підвищити техніко-економічну ефективність транспорту газу.



Висновки

У даному курсовому проекті я розрахував фізичні властивості газу родовища Кегичевське. Провів технологічний розрахунок магістральних газопроводів, а також уточнений тепловий і гідравлічний розрахунок газопроводу між двома компресорними станціями, вибрав тип ГПА і розрахував режими роботи КС.

Ознайомився із системою маслопостачання КС і ГПА, опрацював питання про маслоочисні машини та апарати повітряного охолодження мастила.

Також я запропонував запатентований винахід для апаратів повітряного охолодження мастила. Схему цього винаходу я представив графічно.



Перелік посилань на джерела

1.Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: підруч. для студ. вищ. навч. закл. / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков [та ін.]; за ред. Л.И. Быкова; Учеб. Пособие, - Санкт Петербург: Недра, 2006. - 824 с. - ISBN 5-94920-038-1.

2. Гидромашины и компрессоры: конспект лекций для студентов ВУЗов/ В.М. Касьянов, С. В. Кривенков, А. И. Ходырев, А. Г. Чернобыльский; Тетрадь ІІІ Компрессорные машины.

3.Пат.958092 CCCР, М. Кл. B 01 D 53/00, C 25 B 1/00 “Система маслоснабжения КС ” У.Д.Мамаджанов и В.Бахир; - № 2587468/23-26; заявл. 01.03.78; опуб. 30.08.81, Бюл. № 32..

Размещено на Allbest.ru