Zapiska tools.pdf24.org.Demchenko

1.

СОДЕРЖАНИЕ
НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ. ВВЕДЕНИЕ....................................................................... 5
1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ИХ ОБРАБОТКА ......................................................... 6
2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ, ВЯЗКОСТИ И ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ
ПАРОВ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ............................................................ 6
3.
ПОДБОР
НАСОСНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ............................................................................................. 7
3.1 Подбор насосного оборудования магистральных насосных станций ............... 7
3.2 Определение потерь напора в трубопроводе ....................................................... 8
3.3 Выбор магистральных насосов.............................................................................. 9
3.4 Определение режима работы насосной станции ............................................... 11
3.5 Подбор подпорного насоса................................................................................... 14
4.ПОДБОР
РЕЗЕРВУАРОВ,
ДЫХАТЕЛЬНЫХ
КЛАПАНОВ
И
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ......................................................... 17
4.1 Подбор резервуаров .............................................................................................. 17
4.2 Подбор дыхательных клапанов для резервуаров и вспомогательного
оборудования ............................................................................................................... 17
4.3. Вспомогательные системы насосной станции .................................................. 22
4.3.1 Система разгрузки торцовых уплотнений....................................................... 22
4.3.2 Система регулирования давления .................................................................... 23
4.3.3 Система сглаживания волн давления типа АРКРОН-1000............................ 23
4.3.4 Фильтры-грязеуловители .................................................................................. 23
5.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЛПДС........................................ 24
КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ. ВВЕДЕНИЕ........................................................ 26
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.......................................................................................... 26
2. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ПОДБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ............................................. 27
2.1 Расчет основных параметров КС......................................................................... 27
2.2 Подбор основного оборудования КС.................................................................. 29
2.3 Расчет режима работы КС.................................................................................... 30
2.4 Расчет перегона между компрессорными станциями ....................................... 33
2.5 Определение режима работы КС......................................................................... 37
3. ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .................................... 38
3.1 Расчет пылеуловителя........................................................................................... 38
3.2 Расчет аппарата воздушного охлаждения (АВО) .............................................. 39
3.3 Оборудование КС.................................................................................................. 41
3.3.1 Основное оборудование КС.............................................................................. 41
3.3.2 Описание вспомогательных систем КС........................................................... 41
3.3.3 Описание конструкции аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа....... 43
3.3.4 Компоновка компрессорного цеха ................................................................... 44
4. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙО СХЕМЫ КС ......................................... 44
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................................... 47
ПРИЛОЖЕНИЕ А ....................................................................................................... 48
ПРИЛОЖЕНИЕ Б........................................................................................................ 55
ЛИСТ 1- Технологическая схема ЛПДС
ЛИСТ 2- Технологическая схема КС

2.

НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ. ВВЕДЕНИЕ
Транспортировка по трубопроводам – наиболее прогрессивный в
техническом и экономическом отношении способ перемещения нефти и
нефтепродуктов на большое расстояние.
Линейные производственно-диспетчерские станции сооружаются на
границе раздела эксплуатационных участков и предназначены для контроля и
учета транзита нефти и нефтепродуктов.
На линейных производственно-диспетчерских нефтеперекачивающих
станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет
нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционная
перекачка нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный
нефтепровод, пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.
Оборудование перекачивающих станций условно разделяется на основное и
вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к
вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации
основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление,
вентиляция и т. д.
НПС разрабатываются в соответствии с действующими СНиПами:
«Генпланы промышленных предприятий», «Планировка и застройка населенных
мест. Нормы проектирования», «Производственные здания промышленных
предприятий. Нормы проектирования», «Противопожарные требования», СНБ
3.02.04-2019 «Склады нефти и нефтепродуктов» и т.д.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
5

3.

1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ИХ ОБРАБОТКА
Исходными данными для выполнения первой части курсового проекта,
связанной с подбором основного и вспомогательного оборудования насосной
станции представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Задание для курсового проекта
Назначение
G,
L,
H г,
станций
№
т/год
км
м
ЛПДС
8
10 106
140
20
tгр,
С
Продукт
18
ДЗЛ
2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ, ВЯЗКОСТИ И ДАВЛЕНИЯ
НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ
Расчетные свойства перекачиваемой жидкости вычислим в соответствии с
заданной температурой грунта по формуле:
푇гр = 푡гр + 273
(2.1)
Тгр = 18°С + 273 = 291 К.
Изменение плотности перекачиваемой жидкости вследствие изменения
температуры T рассчитаем по формуле Д.И.Менделеева.
ꢁ 293
휌 =
(2.2)
1+훽
ꢁ
р∙
(Т−
293)
где ρT, ρ293– плотность при температурах Т и 293 К;
βр-коэффициент объёмного расширения βр = 0,000793 [1, Прил. 2];
ρ293=860 кг/м3 , для ДЗЛ;
휌 =
ꢁ
860
1 + 0,000793 ∙ ꢁ(291 −
293)
= 861,37
Изменение вязкости перекачиваемой жидкости вследствие изменения
температуры рассчитываем по формуле Вальтера:
푙푞푙푞(휈 + 0,8) = а + 푏푙푞푇
(2.3)
Отсюда
휈 = 1010푎+ꢂꢃꢄꢅ −
0,8
где ν – коэффициент кинематической вязкости, мм2/с (сСт);
(2.4)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
6

4.

Т- абсолютная температура, К.
Эмпирические коэффициенты а и b в (2.4) находятся по формулам:
ꢆ = 푙푞푙푞(휈1 + 0,8) −
,
푏푙푞푇
1
(2.5)
ꢃꢄ(ꢉ +0,8)
푏=
ꢇꢈ[ꢃꢄ(ꢉ1 +0,8)]
2
ꢇꢈ 1+ꢇꢈ 2
,
(2.6)
Для определения постоянных а и b необходимо знать величины
кинематической вязкости ν1 и ν2 при абсолютных температурах Т1 и Т
2
соответственно.
Киниматическая вязкость ДЗЛ при температуре 푡1 =20°С, принимаем
휈1 = 4,02 сСт, температуре 푡2 =40°Сꢃꢄ(4,02+0,8)
принимаем 휈2 = 4,1 сСт [1, Прил. 3]]
ꢇꢈ[
푏=
]
ꢃꢄ(4,1+0,8)
ꢇꢈ(293)+ꢇꢈ(313)
=0,0009
ꢆ = 푙푞푙푞(4,02 + 0,8) − 0,0009 ∙ 푙푞(293)= –
− 0,167+0,0009∙ ꢃꢄ(291)
−
0,167;휈 = 1010
= 4,019 сСт
0,8
Давление насыщенных паров при температуре Т вычисляем формуле:
푃푠 = 푃ꢊ ехр [10,53 (1 − Тнк
(2.7)
Т
)]
где Ра – атмосферное давление, 101325 Па;
푇нк – температура начала кипения ДЗЛ, при Т=180°С =453К.
Давление насыщенных паров при Т=293 К.
453
푃 = 101325ꢁ∙ ꢁехр [10,53 (1
)]=288,3 Па
291
−
푠
3. ПОДБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
3.1 Подбор насосного оборудования магистральных насосных станций
Зная параметры перекачиваемой жидкости при расчетной температуре,
определим расчетную часовую пропускную способность трубопровода по
формуле:
3
м
퐺
푄 =
,
(3.1)
350ꢁ∙ ꢁ24 ∙ ꢁ ч
ч
휌Т
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
7

5.

где 퐺 – годовая пропускная способность трубопровода, 10ꢁ∙ ꢁ109 кг/год
(по заданию).
푄 =
10ꢁ∙ ꢁ10
9
3
м
= 1382,08
ч
350ꢁ∙ ꢁ24 ∙ ꢁ
842,67
По рекомендуемым параметрам подачи из [1, Прил. 4] выбираем наружный
диаметр трубопровода и толщину стенки.
Принимаем
ближайший,
стандартный
наружный
диаметр
퐷н = 630ꢁмм, 훿н = 8ꢁмм. Принимаем марку стали 12 ГСБ с пределом прочности
вр=510 МПа. Согласно [1, Прил. 5] коэффициент К1 =1,4.
Вычисляем внутренний диаметр трубопровода по формуле:
(3.2)
퐷вн = 퐷н − н2훿 ,
мм
где
퐷 – наружный диаметр трубопровода, мм
ч
н
훿 – толщина стенки трубопровода, мм [1, Прил. 4,5]
н
퐷вн = 630 −
мм
2ꢁ∙ ꢁ8 = 614
На основании полученных расчетов определяем
3 секундный расход:
푄ч м
푄 =
,
3600 с 3
푐
м
1382,08
푄 =
= 0,384
с
3600
푐
(3.3)
Рассчитываем скорость движение нефтепродукта в трубопроводе, по
формуле (3.4)
4Qc м
ν= 2,
(3.4)
πDвн с
ν=
4∙ 0,384
м
=1,297 с
3,14∙ 0,614
2
3.2 Определение потерь напора в трубопроводе
Для определения потерь напора в сети воспользуемся следующей
формулой:
2− 푚
푚휈
푄
퐻сет = 1,02ꢁ∙ ꢁꢋ퐿 5−
+ 퐻г +ꢁℎк ,
(3.5)
퐷
м;
푚
где
вн
퐿 – длина трубопровода, м;
퐻 – разность геодезических отметок, м;
г
ℎ
м;
– напор необходимый для закачки нефти в резервуар,
к
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
8

6.

Значение коэффициента гидравлического сопротивления зависит от режима
движения жидкости, который характеризуется числом Рейнольдса:
휗 ∙ ꢁ퐷вн
푅푒 =
;
(3.6)
휈
1,297 ∙ ꢁ0,614
푅푒 =
= 198186,6.
4,019 ∙ ꢁ
10− 6
Для определения режима течения продукта по трубопроводу найдем
значения переходных значений Рейнольдса по формулам:
10
푅푒퐼 =
,
(3.7)
휀
где 휀 – относительная шероховатость труб;
2ꢁ∙ ꢁ퐾
(3.8)
휀= 퐷 ,
вн
2ꢁ∙ ꢁ0,05
= 16,29
− 5 ∙ ꢁ
614 10
;
10
푅푒퐼 =
= 61400;
16,29 ∙ ꢁ
10− 5 500
푅푒퐼퐼 =
,
(3.9)
휀
500
푅푒퐼퐼 =
= 3070000;
16,29 ∙ ꢁ
− 5
Т.к. 푅푒퐼 < 198186,6 < 푅푒퐼퐼 10
значит
режим движения жидкости –зона
휀=
смешанного трения ,тогда:
ꢌ = 0,123
퐴 = 100,127 lg(ꢍ)− 0,627
1
ꢋ = 0,0802А1
Рассчитаем потери в сети
по формуле (3.5):
2− 0,123
− 6
0,384
퐻сет = 1,02ꢁ∙ ꢁ0,0062528
0,123
∙ ( 4,019 ∙ ꢁ10 )
∙ ꢁ140000+ 20 + 30 = 396,6ꢁм
0,6145− 0,123
3.3 Выбор магистральных насосов
В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью
трубопровода выбираем магистральные насосы и их количество, в соответствии с
условием:
0,8푄ном < 푄 < 1,2푄ном
(3.10)
гдеꢁ푄ном − подачаꢁвыбранногоꢁнасосаꢁприꢁмаксимальномꢁ
КПД.
1000 < 1382,08 < 1500
При этом количество работающих агрегатов должно быть не менее двух
(количество резервных агрегатов – на 2 работающих – 1 резервный).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
9

7.

Эксплуатация одного насоса не удобна с точки зрения регулирования режима
работы станции.
Выбираем 3 насоса НМ 1250-260, подключенных последовательно. Причем
2 являются работающими, а один резервным.
Таблица 3.1 – Технические параметры насоса на воде
Типоразмер насоса
НМ 1250-260
Производительность, м3/ч
1250
Напор, м
260
Частота вращения, об/мин
3000
Допустимый кавитац. запас
20
КПД, %
80
Полученную
характеристику
пересчитаем
на
перекачиваемый
нефтепродукт. Определяем число Re для потока перекачиваемой жидкости по
формуле:
2
푛 ∙ ꢁ퐷
0,
푅푒 =
(3.11)
휈
где
푛 – частота вращения ротора насоса, об/c;
퐷 – наружный диаметр рабочего колеса, м;
/с.
2
2
휈 – коэфициент кинематической вязкости,
м
50ꢁ∙ ꢁ0,418
푅푒 =
= 2173724,8
4,019 ∙ ꢁ
− 6
Определяем переходное 10
число
Reп, в зависимости от 푛푠 :
√
n = 3,65ꢁ∙ ꢁn
Q н3 ,
s
Hн4
√
0,3
n = 3,65 ∙ ꢁ3000
= 99,65
47
s
4
2603
0
(3.12)
Для насосов с двухсторонним подводом жидкости для расчета QH
принимаем наполовину ниже подачи насоса:
5 ∙ ꢁ푛
푅푒 0,305
= 3,16ꢁ∙ ꢁ10
−
п
푠
,
5 ∙ ꢁ − 0.30= 77651,2;
푅푒п = 3,16ꢁ∙ ꢁ10
5
99,65
Т.к. для насоса 푅푒 > 푅푒п, то пересчета не требуется.
(3.13)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
10

8.

3.4 Определение режима работы насосной станции
Напорная характеристика Hсети-Q трубопровода описывается уравнением
(3.5)
Напорная характеристика H-Q двух последовательно подключенных
магистральных насосов описывается уравнениями:
퐻 = 푛(ꢆ −
푄 )
Для насоса НМ 1250-260: 푛 = 1, ꢆ =
푏 2∙ ꢁ
(3.14)
ч
289,8 м2 , 푏
= 34,8 ∙ ꢁ
10− 6
ч
2
м5
КПД насоса рассчитываем по формуле:
푄
푄 2
휂 = 휂푚ꢊ푥 ∙ ꢁ[2 − ( )
푄н ] 푄
∙
(3.15)
н
Характеристика работы насоса НМ 1250-260 представлена в таблице 3.2 и
на рисунке 3.1
Таблица 3.2 – Характеристика работы насоса НМ 1250-260
Q,
0
300
600
900
1200
1382
м3/ч
Нм, м
290
287
277
262
240
223
η, %
0,0
33,8
58,4
73,7
79,9
79,1
1500
1800
212
177
76,8
64,5
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
11

9.

Рисунок 3.1 – Характеристика работы насоса НМ1250-260
Из напорной характеристики одного насоса НМ 1250-260 видно, что для
обеспечения необходимого напора и расхода необходима установить 2
последовательно подключенных насоса. Дополнительно устанавливаем один
резервный. Характеристика работы 2 насосов НМ 1250-260 представлена в
таблице 3.3 и на рисунке 3.2. Для НМ 1250-260 максимальный КПД – 80%. QH =
1250 м3/ч.
Таблица 3.3 Характеристика работы 2-х насосов НМ 1250-260 работающих
последовательно:
Q,
0
300
600
900
1200
1382
1500
1800
м3/ч
Нм , м
579,6
573,3
554,5
523,2
479,4
446,7
423,0
354,1
η, %
0,0
33,8
58,4
73,7
79,9
79,1
76,8
64,5
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
12

10.

Рисунок 3.2 – Характеристика работы 2-х насосов НМ 1250-260
работающих последовательно
Два последовательно обвязанных насоса обеспечивают Q=1382 м3/ч и напор
Н=446,7 м.
Определим графически рабочий режим НПС. Для этого характеристику
выбранного насоса представим графически в выбранном масштабе. В таком же
масштабе построим характеристику магистрали. Точка пересечения напорной
характеристики насоса и магистрали и определит рабочий режим станции.
Характеристика сети представлена в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Характеристика сети
Q,
0
300
600
900
м3/ч
1200
1382
1500
1800
315,9
396,6
444,2
609,1
Нсети,
м
50,0
69,7
Совмещенная
на рисунке 3.3
122,4
204,9
характеристика
Нсети
и
Нстанции
представлена
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
13

11.

Рисунок 3.3 – Совмещенная характеристика Нсети и Нстанции
Определив значения в точке пересечения напорной характеристики насоса
и магистрали получили:
Из графика мы видим, что подачи и напора насосов достаточнно. Рабочая
подача на 43,4 м превышает расчетную, что можно устранить за счет системы
регулирования давления.
3.5 Подбор подпорного насоса
Для создания на входе магистрального насоса напора, необходимого для
безкавитационной работы, устанавливаем подпорный насос.
Для безкавитационной работы магистральных насосов типа НМ 1250-260
необходим напор:
∆ д ℎ
= 20 м – допустимый кавитационный
запас.
Пересчитаем с учётом другой жидкости:
ꢁв
∆ д ℎ д =ꢁ
(3.16)
∆
ℎ
∙ н
1000
∆ д ℎ
=
= 23,21м;
861,36
20 ∙
Для обеспечения заданного расхода основного насоса выбираем 4
подпорных насоса типа: НПВ 600-60. Причем два являются работающими, а два
резервным (один в «горячем» резерве, второй в «холодном резерве»).
Характеристика насоса НПВ 600-60 представлена в таблице 3.5.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
14

12.

Таблица 3.5 – Характеристика насоса НПВ 600-60
Тип насоса
Подача,
м3/ч
Напор, м
КПД, %
НПВ 600-60
600
60
77
Напорная характеристика
описывается уравнением:
Частота
вращения
вала,
об/мин.
1485
параллельно
H-Q
2
푏
∙
ꢁ푄
퐻=ꢆ
푛2
−
Для
насоса НПВ 600-60: ꢆ = 62,1, м; 푏 = 47,7ꢁ∙ ꢁ
− 6
10
,
Допуст.
кавитац.
запас, м
4
работающего
насоса
(3.17)
2
ч
м5
Таблица 3.6 – Характеристики работы для насоса НПВ 600-60 на перекачиваемом
топливе
Q,
0
300
600
900
1200
1382
1500
1800
м3/час
Hп, м
62,1
61,0
57,8
푅푒 =
44,9
52,4
24,8ꢁ∙ ꢁ0,400
39,3
35,3
23,5
2
= 985319
4,019 ∙ ꢁ
10− 6
√
n = 3,65 ∙ ꢁnQ3/4
н ,Ё
s
Hн
√
0,4
n = 3,65ꢁ∙ ꢁ1485
08 3 = 103,68
s
604
5 ∙ ꢁ
− 0,30= 76718,5;
푅푒п = 3,16ꢁ∙ ꢁ10
5
149,65
Т.к. 푅푒 > 푅푒п, то пересчета не требуется.
Совмещенная характеристика насоса станции, сети и работающего
подпорного насоса представлена на рисунке 3.4 и в таблице 3.7
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
15

13.

Рисунок 3.4 – Рабочий режим станции
Таблица 3.7 – Характеристика режима станции
Q,
0
300
600
900
1200
3
м /час
290
287
277
262
240
Hм
0,0
33,8
58,4
73,7
79,9
n
69,7
Нсети
50,0
122,4
204,9
315,9
59,1
Hп, м
59,9
56,7
52,7
47,1
634,4
Нстанц 641,7
612,4
575,7
524,3
1382
1500
1800
223
79,1
396,6
42,9
486,0
212
76,8
444,2
39,9
458,3
177
64,5
609,1
31,1
377,6
Определив значения в точке напорной характеристики насоса и магистрали,
получили: QА=1500 м3/ч; НА=445 м.
Из графика мы видим, что подачи напора насосов достаточно. Рабочая
подача на 8% превышает расчётную, что можно устранить за счет системы
регулирования давления.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
16

14.

4.ПОДБОР РЕЗЕРВУАРОВ, ДЫХАТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ И
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
4.1 Подбор резервуаров
На линейных производственно-диспетчерских нефтеперекачивающих
станциях должен быть резервуарный парк, объем которого рассчитывается с
учетом двухсуточного запаса перекачиваемого продукта.
Суммарный объем резервуарного парка:
3
푉 = 푄ч ∙ ꢁ24 ∙ ꢁ2,
м
푉 3= 1382,08ꢁ∙
ꢁ24 ∙ ꢁ2 = 66339,8
м
(4.1)
Таким образом, выбираем резервуары типа:
2-РВС 30000
1-РВС 20000
3 м
푉 = 2ꢁ∙ ꢁ30000ꢁ∙ ꢁ0,88 = 52800,
; 푉 = 20000ꢁ∙ ꢁ0,88 = 17600, 3м ;
푉 = 52800 + 17600 = 70400, м3;
В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических
трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного
парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в
объеме 2-часовой производительности нефтепродуктопровода:
3
(4.2)
3;
푉=푄ч∙2,
м
푉=1382,08∙2=2764,2 м
Таким образом, выбираем 2 резервуара типа:
2– РВС 2000;
푉 3= 2ꢁ∙ ꢁ2000 ∙ ꢁ0,85 = 3400
м
4.2 Подбор дыхательных клапанов для резервуаров и вспомогательного
оборудования
1)РВС 30000: Поскольку резервуар со стационарной крышей (без понтона),
а давление насыщенных паров хранимого топлива ниже 26,6 кПа, то на резервуаре
должна быть установлена дыхательная арматура с огневыми предохранителями:
3
푄1=푀1+0,02∙ 푉, м / ч
(4.3)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
17

15.

где Q1 – объем закачки продукта в резервуар, м3/ч
3 /ч;
푀1 – производительность налива продукта в резервуар, м
V – полезный объём резервуара, м3.
3
푄 =1382,08+0,02∙30000 = 1982,08 м /ч
1
푄2=푀2+0,22∙푉, м3/час;
где Q1 – объем выкачки продукта из резервуара, м3/ч
М2 – производительность слива продукта из резервуара, м3/ч.
푄2=1382,08+0,22∙30000 = 7982,08 м3 /ч
(4.4)
Из двух значений выбираем большее и увеличиваем его на 15%, то есть:
3 /ч
푄=1,15∙7982,08= 9179,4 м
2)РВС 20000: Поскольку резервуар со стационарной крышей (без понтона),
а давление насыщенных паров хранимого топлива ниже 26,6 кПа, то на резервуаре
должна быть установлена дыхательная арматура с огневыми предохранителями:
푄1=1382,08+0,02∙20000 = 1782,08 м3 /ч
푄2=1382,08+0,22∙20000 = 5782,08 м3 /ч
Из двух значений выбираем большее и увеличиваем его на 15%, то есть:
3 /ч
푄=1,15∙5782,08= 6649,4 м
2) РВС 2000: Поскольку резервуар со стационарной крышей (без понтона),
а давление насыщенных паров хранимого топлива ниже 26,6 кПа, то на резервуаре
должна быть установлена дыхательная арматура с огневыми предохранителями.
Произведем расчет по формулам (4.3, 4.4)
3
м
푄 = 1382,08 +ꢁ0,02ꢁ∙ ꢁ2000 = 1422,08
ч3
1
м
푄 = 1382,08 + 0,22 ∙ ꢁ2000 = 1822,08
ч
2
Из двух значений выбираем большее и увеличиваем его
на 15%, то есть:
3
м
푄 = 1,15ꢁ∙ ꢁ1502,9 = 2095,4
ч
На основании сделанного расчёта выбираем типы вентиляционных
патрубков, дыхательной арматуры и огневых предохранителей и представляем
всё в виде таблицы 4.1.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
18

16.

Таблица 4.1 – Подбор дыхательной арматуры и огневых предохранителей
Тип
резервуара
Количество
резервуаров
РВС 30000
2
РВС 20000
2
РВС 2000
1
Вентиляционный
патрубок (огневой
предохранитель)
ПВ-500
ОП-500 АА
ПВ-500
ОП-500 АА
ПВ-250
ОП-250 АА
Количество
4
4
4
4
4
4
Пропускная
способность,
м3/ч
3500
2950
3500
2950
1000
600
Системы и оборудование на резервуарах типа РВС 30 000, РВС 20000,
РВС 2000 приведены в таблице А.1 (Приложение А).
Огневые предохранители рис. А.1 (Приложение А) предотвращают
проникновение пламени в резервуар при воспламенении выходящих из него паров
нефтепродуктов. Огневые предохранители устанавливаются на концевых
атмосферных патрубках, на дыхательных и предохранительных клапанах,
установленных на резервуарах с слабоиспаряющимися нефтепродуктами.
Патрубки вентиляционные (ПВ) рис. А.2 (Приложение А) защищают
резервуар от деформации и разрушения, обеспечивая его вентиляцию. Патрубки
вентиляционные устанавливаются на вертикальных цилиндрических резервуарах
со стационарной крышей.
Патрубки (ПВ) имеют повышенный ресурс и требуют меньших, по
сравнению с конкурентами, затрат на обслуживание и ремонт. Все патрубки (ПВ)
снабжены нержавеющей защитной сеткой, исключающей попадание в резервуар
посторонних предметов.
Приемо-раздаточное устройство (ПРУ) рис. А.3 (Приложение А)
обеспечивает прием в резервуар нефтепродукта, а также их забор до минимально
возможного уровня в резервуаре. ПРУ увеличивает полезную емкость резервуара
по сравнению с применением приемо-раздаточного патрубка за счет снижения
минимального уровня взлива. ПРУ профилирует поток наливаемой жидкости,
благодаря чему удаляет корозийно активные осадки, а также уменьшает
интенсивность накопления парафинистых отложений за счет их размыва. Это
увеличивает эффективный объем резервуара и срок его службы.
Выбираем приемо-раздаточное устройство (ПРУ) из условия, что
производительность ПРУ должна быть не менее расчетной пропускной
способности трубопровода (1382,08 м3/ч).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
19

17.

Пользуясь рекомендациями ТКП 45–5.04-172-2010 выбираем ПРУм-300 для
РВС 30000, РВС-20000 и ПРУм-300 для РВС 2000.
ПРУм заполняет резервуар без разбрызгивания потока под слой товарного
продукта и уменьшает силу реакции на патрубок приемо-раздачи при заполнении
резервуара. В состав приемо-раздаточных устройств серии ПРУ входят: патрубок
приемо-раздаточный, усиливающий лист, межфланцевый затвор отвод зонт,
рассекатель (Приложение А).
Система пожаротушения (генераторы пены средней кратности ГПСС 2000)
рис. А.4 (Приложение А) является комплектующим изделием вертикальных
цилиндрических резервуаров хранения нефтепродукта и предназначен для
стационарных систем пожаротушения воздушно механической пеной
надслойным методом.
Ликвидация очага возгорания возможна благодаря поступлению пены на
поверхность нефтепродукта. Пена выходит из ГПСС-2000 за счет разрыва
мембраны. Подача пены в резервуарах со стационарной и плавающей крышах
различна.
Пена подается с учетом покрытия всего зеркала продукта.
Люки-лазы (ЛЛ) рис. А.5 (Приложение А) обеспечивает доступ в резервуар
для проведения осмотра, ремонта и чистки резервуара.
Монтаж люков ЛЛ на емкостях с понтоном осуществляется так, чтобы
имелся доступ на крышу. Изделия оснащаются поворотными устройствами и
имеют прокладку для герметизации крышки.
Люк замерный рис. А.6 (Приложение А) устанавливается на крыше на
монтажном патрубке, приваренном к крышке горизонтального и вертикального
резервуара.
Люк открывается плавно, без заеданий, на угол более 100 градусов.
Прижимной рычаг имеет педаль для удержания люка в открытом состоянии.
Безопасность люка замерного обеспечена проложенной под крышкой люка
прокладкой, препятствующей искрообразованию при закрытии крышки. Кроме
того, подвижные детали люка выполнены из нержавеющих сплавов и алюминия,
также гарантирующих отсутствие искрообразования.
Люк световой (ЛС) предназначен для осмотра, проветривания внутреннего
пространства резервуара во время ремонта и зачистки, а также для производства
монтажных работ по установке оборудования внутри резервуаров. Крышка люка
крепится к фланцу через прокладку из маслобензостойкой резины, обеспечивая
герметичность соединения.
Уровнемер радарный Rosemount TankRadar рис. А.7 (Приложение А)
предназначен для бесконтактного автоматического непрерывного измерения
уровня жидкости в резервуаре.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
20

18.

Уровнемеры представляют собой автономные устройства и состоят из
электронного блока и RF-преобразователя с выводом волновода. RF
преобразователь смонтирован в нижней части электронного блока и имеет вывод
волновода для распространения микроволн, поступающих в резервуар.
Уровнемер снабжен внутренним цифровым стандарт-сигналом, с помощью
которого производится автоматическая проверка уровнемера перед каждым
процессом измерения.
Уровнемеры имеют следующие исполнения антенн:
– параболическая, для измерения уровня всех типов жидкостей, в
резервуарах с фиксированной крышей;
– коническая, для измерения уровня всех типов жидкостей, в резервуарах с
понтоном.
Кран сифонный (КС) рис. А.8 (Приложение А) осуществляет забор и спуск
отстоявшейся подтоварной воды из резервуара для хранения нефтепродукта.
Является инструментом дренирования (слива) подтоварной воды, установка
которой обязательна для вертикального цилиндрического резервуара. Кран
крепится на стенке нижнего пояса резервуара через приваренный к ней стальной
крепежный фланец. С наружной стороны затвора крепится кран проходной
муфтовый, а с внутренней - отвод.
Благодаря вращению ручки, отвод может переключаться в положение для
сброса подтоварной воды, а затем в положение для слива воды из отвода, что
обеспечивает слив подтоварной воды из резервуара.
Пробоотборник плавающий ПП «Дельфин» рис. А.9 (Приложение А)
предназначен для послойного отбора средней и порционной пробы товарного
продукта с трех и более уровней, расположенных равномерно друг от друга по
высоте текущего взлива резервуара.
Пробоотборник «Дельфин» является высокоэффективным техническим
устройством, в частности, включение в конструкцию ПП «Дельфин» обратной
магистрали обеспечивает возврат застоявшегося в колоннах пробоотборника
товарного продукт обратно в резервуар перед получением пробы. При заборе проб
исключены потери продукта. Благодаря установке возвратного клапана и
использованию насоса, работающего исключительно в порционном режиме, сама
возможность хищения продукта самотеком исключена. Установлены
ограничители перемещения в горизонтальной плоскости — растяжки для
плавающей части пробоотборника. Растяжки исключают колебания плавающей
трубы пробоотборника при выполнении операций слива-налива нефтепродукта и
увеличивают срок его надежной работы.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
21

19.

4.3. Вспомогательные системы насосной станции
4.3.1 Система разгрузки торцовых уплотнений
Состояние уплотнений определяет ресурсы работы, надёжность и уровень
автоматизации нагнетателя. В основу классификации уплотнительных устройств
положен главный конструктивный признак - механизм создания гидравлического
сопротивления.
Торцевые уплотнения обладают следующими преимуществами:
способны работать при большой частоте вращения и высоком давлении
(до 4 МПа);
не требуют постоянного обслуживания;
обладают высоким сроком службы;
капельные утечки не значительны;
большая виброустойчивость и т.д.
Существуют две схемы разгрузки торцевых уплотнений:
групповая;
индивидуальная;
Система сбора утечек
Основные и подпорные насосы перекачивающих станций снабжены
торцевым уплотнением. Конструкция уплотнения не исключает небольшой
утечки нефтепродукта, предназначенного для смазки и охлаждения трущихся
поверхностей. Поэтому предусматривается сбор утечек.
Рассчитаем емкость для сбора утечек:
На каждом насосе НМ 1250-260 имеется по два торцевых уплотнения.
Пропуск одного торцевого уплотнения – 0,3 л/ч .
Получаем от двух насосов:
2∙2∙0,3 = 1,2 л/ч
Откачку утечек будем производить 1 раз в 6 месяцев(4392 ч). Рассчитаем
объем резервуара для сбора утечек и увеличим на 20% на резервные утечки:
V=0,0012∙4392∙1,2=6,3 м3
Для сбора утечек выбираем емкость ЕП-8.
Сбор утечек и дренажа происходит в дренажную емкость самотеком.
Утечки попадают в емкость через задвижку, а дренаж через задвижку. Далее
продукт из дренажной емкости погружным насосом откачивается на
магистральные насосы.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
22

20.

4.3.2 Система регулирования давления
Система регулирования давления состоит из блока регуляторов давления.
Блок регуляторов давления включает в себя регулирующие заслонки с участком
трубопровода. Блок предназначен для поддержания необходимого рабочего
давления в магистральном трубопроводе.
Регулирующая заслонка используется для повышения гидравлического
сопротивления путем изменения положения исполнительного органа в
трубопроводе.
4.3.3 Система сглаживания волн давления типа АРКРОН-1000
Сглаживание с помощью ССВД волны давления, образующейся на входе в
НПС при ее остановке, производится за счет сброса «лишнего» нефтепродукта из
трубопровода в безнапорную емкость. Тем самым исключается быстрое
торможение потока нефтепродукта в трубопроводе, приводящее к резкому росту
давления. При этом система настроена таким образом, что сбросные клапаны
открываются ровно настолько, чтобы обеспечить нарастание давления в строго
заданных пределах (0,01–0,03МПа в секунду).
Аркрон 1000 состоит из двух групп клапанов сброса нефтепродукта Флекс
Фло (по три клапана в группе) и блока управления их работой. Клапан состоит из
цилиндрического сердечника, разделенного поперечной перегородкой и
содержащего несколько продольных щелей. На сердечник натянута эластичная
камера из толстой синтетической резины. Снаружи камеры имеется кожух,
образующий газовую полость. При давлении перед клапаном, превышающем
давление в газовой полости и сопротивление предварительного натяга эластичной
камеры, клапан приоткрывается.
4.3.4 Фильтры-грязеуловители
Фильтры-грязеуловители, предназначены для защиты приборов и
оборудования продуктопроводов от механических примесей, посторонних
предметов, глины, парафино-смолистых отложений и окалины, образующихся во
время ремонта и эксплуатации линейной части магистрального трубопровода.
Фильтр представляет собой цилиндрический корпус, с одной стороны
которого находится быстроразъемный концевой затвор, а с другой – патрубок
соответствующего диаметра для присоединения к трубопроводу.
Внутри цилиндрического корпуса фильтра установлен съемный
фильтрующий элемент многократного использования в виде перфорированной
трубы, изготовленный из коррозионно-стойкой стали.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
23

21.

5.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЛПДС
ДЗЛ, поступающее из магистрального трубопровода, проходит через
открытые задвижки 2 и 5, а задвижки 1, 4 и 105 закрыты. Далее ДЗЛ проходит
через фильтры-грязеуловители (8), на входе и выходе должны стоять манометры.
Если есть необходимость погасить волну давления, то с этим справляется система
АРКРОН-1000 (7), сброс происходит через обратный клапан, потом весь сбросной
продукт через задвижку 20, 21, 22, 23 и обратный клапан попадает в резервуар.
Далее рассмотрим пример заполнения и опорожнения одного из
резервуаров РВС-30000. ДЗЛ проходит через открытые задвижки 25, 31 и 32, а
задвижки 30 и 33 закрыты. При опорожнении резервуара ДЗЛ проходит через
открытые задвижки 33, 29 и 28, а задвижки 22 и 32 закрыты. Из резервуарного
парка ДЗЛ проходит через подпорный насос (6), и через узел учета нефтепродукта
(5) и попадает к магистральным насосам (2). Далее ДЗЛ проходит блок
регуляторов давления (3), для регулирования давление на выходе из станции, где
установлены 3 ветки, одна проходящая, и 2 для регулирования (одна из которых
резервная) давления выхода нефтепродукта с ЛПДС. Затем ДЗЛ проходит через
открытые задвижки 100 и 103 и попадает в магистральный трубопровод, а
задвижки 91, 104, 105 закрыты.
При поломке 1-ого подпорного насоса, нам следует задействовать 2-ой резервный, насос, для этого мы откроем задвижки 48 и 51, затем закрываем 44 и
47. Далее при ремонте насоса, мы должны откачать весь оставшийся
нефтепродукт в насосе. Для этого требуется открыть задвижки 45 и 46, и
дренируем её в погружную дренажную емкость. Откуда потом погружным
насосом будем откачивать в манифольдную, а затем в резервуары.
С аварийного резервуара нефтепродукт будем подавать на подпор
подпорного насоса, откуда потом будем выкачивать дальше в магистральный
нефтепродуктопровод, либо для заполнения в резервуар.
При аварийной остановке магистрального насоса, мы должны запустить в
работу
резервный
насос.
После
этого
должны
отключить
от
нефтепродуктопровода ремонтируемый насос, после этого должны удалить
остатки нефтепродукта через трубопровод дренажа, в погружную дренажную
емкость.
На ЛПДС так же запроектированы трубопроводы утечек, от подпорных и
магистральных насосов, и дренажа, от СОДа (средств очистки и диагностики),
ССВД (система сглаживания волн давления), ФГУ (фильтра грязеуловителя) и
насосов.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
24

22.

При отключении ЛПДС, мы закрываем задвижки 4, 5, 100 и 101 и открываем
2, 105,103, тем самым нефтепродукт идет мимо нашей станции.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
25

23.

КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ. ВВЕДЕНИЕ
Бесперебойная
работа
КС
обеспечивается
согласованным
функционированием всего комплекса сооружений, который по степени
значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного
назначения. К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска
очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей;
компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.
Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа,
давление и температура газа на входе и выходе станции. Компрессорные станции
магистральных
газопроводов
предназначены
для
компримирования
транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников
газа до газораспределительных станций потребителей.
По технологическому принципу КС делятся на головные, размещаемые
обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на
промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его
гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.
На КС газ не только компримируется, но и подготавливается для
транспорта. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от
механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.
К объектам вспомогательного назначения на КС относятся: узел
редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд;
электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при
внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла
уходящих
газов;
склад
горюче-смазочных
материалов;
ремонтно
эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи;
объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Исходные данные для проектирования приведены в таблице 1.1:
Таблица 1.1 – Исходные данные КС
№
Варианта
Qкс,
млрд.
м3/год
8
45
Давление газа, МПа
на входе
Рвх
Температура газа Тн
о
C на входе в лин.
часть
Среднегодовая
температура
воздуха, t0, 0C
5,5
Тн =Тнаг. - 6оС
13,5
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
26

24.

2. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ПОДБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
2.1 Расчет основных параметров КС
Определяем средние параметры смеси перекачиваемого газа по заданному
процентному составу (таблица 1.1) и формулам.
Таблица 2.1 – Расчетные параметры природного газа
Компонент
газа
Метан
СН4
Этан
С2Н6
Пропан
С3Н8
Бутан
С4Н10
Пентан
С5Н12
Углек. газ
СО2
Азот
N2
Молекулярный
состав аi, доли
Молекулярная
масса μхi,
кг/моль
Критическая
температура
Tкр.i, K
Критическое
давлениеPкр.i,
МПа
Плотность
ρi, кг/м3
Динамическая
вязкость
μi∙10-7, Па∙с
0,976
16,04
190,6
4,499
0,7168
103
0,001
30,07
306
4,468
1,344
86,03
0,0003
44,09
369,6
4,257
1,967
75,04
0,0001
58,13
425
3,995
2,598
69,06
0,0001
72
500
3,5
3,12
64,02
0,0006
44,01
304
6,654
1,977
138,02
0,016
28,02
126
3,394
1,25
166
Молекулярная масса:
кг
휇∗ = ∑ 푖ꢆ ∙ 푖∗ ꢁ휇
моль
,
(2.1)
где
ꢆ – молекулярный состав компонента смеси, доли;
푖
휇 – молекулярная масса компонента смеси, кг/моль.
푖
휇∗ = 0,976 ∙ ꢁ16,04 + 0,001 ∙ ꢁ30,07ꢁ+ꢁ0,0003ꢁ∙ ꢁ44,09 + 0,0001 ∙ ꢁ
58,13
+
+0,0001
∙ ꢁ72ꢁ+ 0,0006 ∙ ꢁ44,01 + 0,016ꢁ∙ ꢁ28,02 = 16,186
кг/моль
Газовая постоянная:
푅=
푅̅ Дж
,
∙ ꢁград
휇∗ кг
(2.2)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
27

25.

где 푅̅=8314 Дж/(кг∙ град) – универсальная газовая постоянная;
푅=
8314
= 513,65ꢁДж/кг ∙ ꢁград
16,186
Относительная плотность по сравнению с воздухом:
휇
∗
∆
= 휇в
где 휇в =29 кг/моль – молекулярная масса воздуха;
16,19
∆
= 0,56
29
=
Динамическая вязкость смеси:
휇 = ∑ 푖ꢆ ∙ 푖 ꢁ휇 , Паꢁ
∙ ꢁс
где 휇푖 – динамическая вязкость компонента смеси, Паꢁ∙ ꢁс;
(2.3)
(2.4)
휇 = 0,976 ∙ ꢁ103 + 0,001 ∙ ꢁ86,03 + 0,0003 ∙ ꢁ75,04 + 0,0001 ∙ ꢁ
69,06 +∙ ꢁ64,02 + 0,0006 ∙ ꢁ138,02 + 0,016 ∙ ꢁ166 = 103,39 ∙ ꢁ
+0,0001
− 7
10
Па ∙ ꢁс
Средняя плотность смеси:
кг
휌 = ∑ 푖ꢆ ∙푖 ꢁ휌 3
(2.5)
м
,
где 휌푖 – плотность компонента смеси, кг/м3;
휌 = 0,976ꢁ∙ ꢁ0,7168 + 0,001 ∙ ꢁ1,344 +ꢁ0,0003ꢁ∙ ꢁ1,967 + 0,0001 ∙ ꢁ
2,598+0,0001
+
∙ ꢁ3,12ꢁ+ꢁ0,0006ꢁ∙ ꢁ1,977 + 0,016ꢁ∙ ꢁ1,25 = 0,723
3
кг/м
Средняя критическая температура:
Ткр = ∑ 푖ꢆ ∙ 푖крꢁТ ,
К
где Т푖кр – критическая температура компонента смеси, К;
(2.6)
Ткр = 0,976 ∙ ꢁ190,6 + 0,001 ∙ ꢁ306 + 0,0003 ∙ ꢁ369,6 + 0,0001 ∙ ꢁ
425 +
+0,0001 ∙ ꢁ500ꢁ+ꢁ0,0006ꢁ∙ ꢁ304 + 0,016 ∙ ꢁ126 =
188,73ꢁК
Среднее критическое давление:
Ркр = ∑ 푖ꢆ ∙ 푖крꢁР ,
МПа
где Р푖кр – критическое давление компонента смеси, МПа;
(2.7)
Ркр = 0,976ꢁ∙ ꢁ4,499 + 0,001 ∙ ꢁ4,468 + 0,0003 ∙ ꢁ4,257 + 0,0001 ∙ ꢁ
3,995 +
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
28

26.

+0,0001 ∙ ꢁ3,5ꢁ+ꢁ0,0006ꢁ∙ ꢁ6,654 + 0,016 ∙ ꢁ3,394 = 4,46
МПа
Полученные значения занесём в сводную таблицу 2.2
Таблица 2.2 – Среднее значения параметров смеси природного газа
μ ·10-7,
μ,
R,
3
Tкр, oK
ρ,
кг/м
Pкр, Мпа
∆
Па·с
Дж/кг·oК
кг/моль
513,65
16,19
188,73
4,46
0,72
103,39
0,56
2.2 Подбор основного оборудования КС
Определяем расчетную подачу:
3
млн ∙ ꢁм
푄кс
(2.9)
푄кс.р. =
,
365ꢁ∙ ꢁКнд ∙ ꢁКэт ∙ ꢁ сутки
Кнх
где 푄КС – годовая производительность
КС;
Кнд = 0,99 − коэффициентꢁотносительногоꢁпоказателяꢁ
надежности;
Кэт = 0,98 − коэффициент экстремальнойꢁ
температуры;
Кнх = 0,95 − коэффициент расчётногоꢁобеспеченияꢁ
9
потребностей;
45 ∙ ꢁ10
3
푄кс.р. =
= 133,76 млн. м
сутки
365ꢁ∙ ꢁ0,99 ∙ ꢁ0,98 ∙ ꢁ
0,95
Предварительный подбор диаметра трубопровода для полученного расхода
газа согласно [Прил. 17.1]:
- наружный диаметр – 1620 мм;
- толщина стенки – 16 мм;
- внутренний диаметр – 1588 мм;
- рабочее давление газа – 7,5 МПа.
Определяем потребное количество агрегатов.
Определение
потребного
количества
компрессорных
агрегатов
производится на основании анализа табличных данных по параметрам приводов
и нагнетателей, и приведенных характеристик нагнетателей из альбома
ВНИИГАЗа. Потребное количество агрегатов
푄 данного типа:
к.расч
푧= 푄
ном
(2.10)
где 푄ном – номинальная подача нагнетателя, приведённая к стандартным
условиям;
133,76
푧=
≈
32,9 4
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
29

27.

Исходя из полученного значения необходимо 4 агрегатов, размещенных
параллельно. В соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3-5-051-2006 [5], на
станции при 4 рабочих агрегатах необходимо разместить 2 резервных агрегата.
Выбираем нагнетатель типа СПЧ 235-1,4/76-5300. Дополнительно
устанавливается 2 резервных. В таблице 2.3 представлена характеристика
нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-5300
Таблица 2.3 – Характеристика нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-5300
Тип привода
ПС-90
о
Производительность при 20 С
34,5 млн. м3/сут.
Производительность при условиях
408 м3/мин.
всасывания Qн
53,5 кгс/см2
76 кгс/см2
Давление газа на входе -на выходе
15 оС
Температура газа на входе-на выходе
5300 об/мин
Частота вращения ротора
Потребляемая мощность
16000 кВт
Номинальная производительность нагнетателя при округлении их
количества:
3
푄к.ср. млн. м
푄 =
,
сут
푧
н
млн. м
133,76
푄 =
= 33,441
сут
4
н
(2.11)
3
2.3 Расчет режима работы КС
Определяем плотность газа при стандартных условиях:
휌ст = ∆
∙ ꢁ휌 , кг
возд.ст.
(2.12)
3
⁄м
кг
где 휌возд.ст. = 1,206
- плотность воздуха при стандартных условиях;
3
кг
휌возд.норм. = 1,294 ⁄м⁄м
- плотность воздуха при нормальных условиях.
휌 =∆
ст
возд.ст.
∙ ꢁ휌
= 0,56 ∙ ꢁ1,206 = 0,67 м
кг⁄
3
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
30

28.

Р
Определяем коэффициент сжимаемости привсусловиях всасывания [1].
− 3,66
) ∙ ꢁ(Твс8
푍ВС = 1 − 0,4273
(2.13)
)
Т
( кр
кр
Р
где Рвс – давление на входе на КС, МПа;
Твс – среднегодовая температура воздуха, °К;
Твс = 13,5 + 273 = 286,5ꢁК
푧вс = 1 −
∙ ꢁ(
5,5
286,5 −
)8
0,4273
) ∙ ꢁ(
4,456
188,73
3,66
= 0,886.
Определяем плотность газа при условиях всасывания [1]:
РВС
кг
휌ВС =
,
푍ВС ∙ ꢁ푅 ∙ ꢁТВС
м3
휌 =
вс
5,5ꢁ∙ ꢁ10
(2.14)
6
0,886 ∙ ꢁ513,65ꢁ∙ ꢁ
286,5
= 42,2
м3
кг⁄
Определяем объемную производительность при условиях
всасывания:
3
6
푄 ∙ ꢁ휌 ∙ ꢁ м
푄ВС = 10н
,
(2.15)
1440 ∙ ꢁ휌 мин
ст
ВС
3
м
33,441
∙ ꢁ0,673 ∙ ꢁ
6
푄ВС = 10
= 370,4
1440ꢁ∙ ꢁ42,2
мин
Определяем приведенную объемную производительность:
3
м
푛ꢎ
푄ВС.ПР. =
∙ ꢁ푄 ,
푛
ВС мин
(2.16)
где 푛ꢎ – номинальные обороты привода, об/мин;
n – рабочие обороты привода, об/мин;
3⁄
5300
푄
м
мин
вс.пр. =
∙ ꢁ370,4 = 377,7
5200
Приведенная частота вращения ротора компрессорного агрегата:
푛
푛 푍 ∙ ꢁ[Т ] ∙ ꢁ푅
пр∙ ꢁ пр
[ ] = 푛 √ пр푍 ∙ Н ꢁ푅
푛 пр
ꢎ
вс
Т
ꢎ
где
(2.17)
вс
푍пр – приведённый коэффициент сжимаемости для агрегата;
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
31

29.

[ТН]пр – приведённая температура, К;
푅пр – приведённая газовая постоянная;
Для начала расчета примем значение отношения оборотов номинальных и
действительных равное 0,981.
Расчетные значения для нагнетателя типа Н-16-76-1,25 представлены в
Приложение Б [4, с.76]
푛
5200
0,897 ∙ ꢁ288ꢁ∙ ꢁ
∙ ꢁ 507
[ ] =
푛н пр 5300 √ 0,886 ∙ ꢁ513,65 ∙ ꢁ
286,5
= 0,983
ꢏ
Из приведенных характеристик по значениям 푄вс.пр. и [ ꢏ ]
ꢐ пр
устанавливаем
푁ꢑ
необходимую степень сжатия, приведенную внутреннюю мощность [ ВС]
ꢁ
пр
и
политропный к.п.д. нагнетателя [Приложение Б, рис. Б1]:
1) Степежень сжатия 휀 = 1,4;
푁
2) Приведенная внутрення мощность [ ВСꢑ ]
ꢁ
= 265
пр
кВт
кг/м3
;
3) Политропные КПД нагнетателя 휂пол = 0,835;
Определяем мощность на валу привода:
ꢒ = ꢒ1 + ꢒмех, кВт;
(2.18)
где ꢒмех = 150ꢁкВт – механические потери, определяемые по каталогу;
ꢒ
ꢒ = 휌вс ∙ ꢁ[ 푖 ]
푛 3
∙ ꢁ( ) + ꢒмех, кВт
푛
ВС пр
ꢎ
휌
где ꢒмех – механические потери.
5200
ꢒ = 42,2 ∙ ꢁ265ꢁ
+ 150 = 10709 кВт
5300
∙
Мощность на валу привода меньше номинальной
ꢒ = 10709 < ꢒпотр = 16000ꢁкВт.
(2.19)
Определим удаленность режима работы нагнетателя от границы помпажа,
т.е. проверим соблюдение условия:푄
ВС.ПР.
≥
푚푖ꢏ
푄ПР
1,1;
(2.20)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
32

30.

где 푄 푚 푖ꢏ = 280ꢁм3/мин – минимальная производительность для данной
ПР
приведённой относительной частоты вращения ротора, определяемая по
характеристике нагнетателя [4, с.8];
377,6
= 1,35 ≥
280 1,1
Условие устойчивой работы компрессора выполняется, данный режим
нагнетателя лежит в пределах допомпажной зоны.
Определим давление газа в нагнетательном трубопроводе компрессора:
Рнаг = Рвс ∙ ꢁ휀, МПа
(2.21)
푃
= 5,5ꢁ∙ ꢁ1,4 = 7,7 МПа
Определим давления газа на выходе из КС [1]:
Р =Р − ∆
Рвых −
н
наг ∆
Рохл, МПа
наг
(2.22)
где ∆
Рвых – гидравлические потери давления газа в трубопроводе
между
компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального
газопровода (принимаются по нормам технологического проектирования),
∆ ∆ РвыхР= 0,12ꢁМПа;
– потери давления в установке охлаждения газа, ∆
Рохл =
охл
0,06ꢁМПа;
푃 = 7,7 −
н
0,12 −
0,06 = 7,52 МПа
Определим температуры газа после компремирования
[1]:
푘− 1
Тнаг = Твс ∙ ꢁ휀 푘∙ ꢓпол,
(2.23)
К
где k – показатель политропы, для природных газов изменяется в пределах
1,25 – 4. Для практических расчётов k=1,31
– политропический КПД,
= 0,84
пол
пол
1,31−
1
Тнаг = 286,5 ∙ ꢁ1,41,31∙ 0,835 = 315,16
К
2.4 Расчет перегона между компрессорными станциями
Определим среднее давление на участке:
2
Р2К
Р = ∙ ꢁ(Р
) , МПа
Н +
3
РН +ꢁРК
ср
(2.24)
где РН – давление газа на выходе из КС, МПа;
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
33

31.

Р – давление газа в конце линейного участка
К
Р =Р
К
+ꢁ∆
ВС МПа;
РВХ,
(2.25)
где ∆
РВХ – гидравлические потери газа в трубопроводе между
узлом
подключения к линейной части магистрального газопровода и компрессорным
цехом, ∆
РВХ = 0,11 МПа.
Р = 5,5 + 0,11 =25,61 МПа
К
5,61
2
Р = (7,52 +
) = 5,55ꢁМПа
3
7,52 + 5,61
ср
Определение средней температуры газа на участке:
(2.26)
Тср1 = Тнаг − 5,
К;
Тср1 = 315,16 − 6 = 309,16
Т +ꢁТ
К
ср1
гр
Т =
2
ср
309,16 + 286,5
Т =
= 297,8К
2
ср
Т
Р
СР
Определим средний коэффициент сжимаемости:
СР
) ∙ ꢁ( )
푍СР = 1 − 0,4273
ТКР
( КР
Р
6,61
297,8 −
) ∙ ꢁ(
)8
0,4273
4,456
188,73
(2.27)
−
3,688
(2.28)
3,66
= 0,882
푧ср = 1 −
∙ ꢁ(
Определение коэффициента гидравлического трения:
Магистральным трубопроводам присущ, как правило, квадратичный закон
сопротивления. При неполной загрузке газопровода чаще наблюдается режим
смешанного трения. Гладкостенный (гидравлически гладкие трубы) режим
течения характерен для распределительных газопроводов малого диаметра.
Граница между смешанным (переходным) и квадратичным и режимами течения
определяется зависимостью:
푑
1,5
ВН
(2.29)
)
푅푒пер = 11 ∙ ꢁ(
2ꢁ∙ ꢁКЭ
где
푑ВН – внутренний диаметр труб, мм;
К – эквивалентная шероховатость, мм, для новых гладких труб 0,03 мм;
Э
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
34

32.

6
1588 1,5
) = 47,36 ∙ ꢁ10
푅푒пер = 11 ∙ ꢁ(
2ꢁ∙ ꢁ0,03
Определим число Рейнольдса для требуемых параметров трубопровода:
푄КС.Р. ∙ ꢁ
3
푅푒 = 17,75 ∙ ꢁ10
∆푑 ∙ ꢁ휇;
∙
ВН
(2.30)
133,76ꢁ∙ ꢁ0,56
6
3
= 80,69 ∙ ꢁ10
푅푒 = 17,75ꢁ∙ ꢁ10
1588ꢁ∙ ꢁ103,38ꢁ∙ ꢁ
∙
10− 7
При Re > Reпер – квадратичный закон сопротивления.
Э
2К )0,2
휆ТР = 0,067 ∙ ꢁ(
(2.31)
ВН
푑
2 ∙ ꢁ0,030,2
휆тр = 0,067ꢁ∙ ꢁ(
) = 8,7ꢁ∙
− 3 ꢁ
1588
10
С учетом местных сопротивлений, для технических расчетов:
휆 = (1,02
1,05)휆тр = 1,039 ∙ ꢁ8,7ꢁ∙ ꢁ10− 3 =
− …
3
9 ∙ ꢁ10
Расстояние между КС:
2
2
−
2.6 2
(1,67 ∙ ꢁ10
훼 ∙ ꢁ휑 ∙ ꢁ퐸
ВН ∙ ꢁ РН − К
6
푙кс1 = 퐷 )
∙Р 2
, км
휆 ∙ ꢁ∆
∙ ꢁ
푄КС.Р.
Тср ∙ ꢁ푍ср
где б 훼 ∙ ꢁ휑 ∙ ꢁ퐸 = 1 − дляꢁновыхꢁ
труб.
− 6
(1,67 ∙ ꢁ10
∙ ꢁ1 ∙ 2,6ꢁ 2 7,522 −
푙кс1 = 1588 − ) 3
∙
133,762
9 ∙ ꢁ10
∙ ꢁ0,56 ∙ ꢁ297,8 5,61
∙ ꢁ0,882
(2.32)
2
= 130,61 км
=t
Уточняем среднюю температуру газа =наt участке:
BC
С учетом того, что t 0 t ГР , а t K = t BX
ГР ,
Т −
푇СР = ТГР + ТН
ꢆ퐿
КС
ГР
∙ ꢁ(1
− 푒
−
ꢊꢔ
)
КС
−
1
− 푒
Р2Н − 2К
− ꢊꢔ
∙ Р
∙ ꢁ(1
) , К; (2.33)
ꢆ퐿КС
퐷 2ꢆ퐿КС ∙ ꢁРСР−
КС
푖푐
где ТН – температура газа на входе푝 в линейный участок (после АВО);
Тн = Тнаг– 6 = 315,16 − 6 =
ТГР – температура309,16ꢁК
грунта;
a – параметр Шухова для линейного участка
ꢆ = 0,225 ∙
КТР ∙ ꢁ푑Н
푄КС.Р. ∙ ꢁСР.СР. ∙ ꢁ
∆
(2.34)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
35

33.

КТР – средний для линейного участка коэффициент теплопередачи от газа
в грунт, Вт/м2К (так как отсутствуют данные по характеру и влажности грунтов
на трассе газопровода, принимаем приближённо, КТР=1,75 Вт/м2К);
푑ꢎ – наружный диаметр трубопровода, мм;
퐶Р.СР. – изобарная теплоёмкость, 퐶Р.СР. = 2510 Дж/кг∙К;
퐿КС– длина участка, км;
푄КС.Р. – количество газа транспортируемое по ЛУ при стандартных
условиях (20оС, 760 мм рт. ст.), млн м3/сутки;
Dicp – коэффициент Джоуля-Томсона для газа при средних для линейного
участка давлении и температуре (3-3,5К/МПа);
∆
- относительная плотность газа по
1,75ꢁ∙ ꢁ1620
воздуху.
ꢆ = 0,225ꢁ∙
= 0,0034
133,76 ∙ ꢁ2510 ∙ ꢁ
0,56
− 0,0034∙ 130,61
309,16
−
∙ ꢁ(1 − е
)
Тср = 286,5 + 286,5
0,0034 ∙ ꢁ130,61
− 3,25
2
7,522 −
∙
∙ ꢁ(1 1−− 0,0034∙ 130,61 ) = 302,14 К
5,61
2 ∙ ꢁ0,0034 ∙ ꢁ130,61 ∙ ꢁ−
е0,0034 ∙ ꢁ130,61
6,61
Уточним средний коэффициент сжимаемости по формуле (2.28):
3,66
6,61
302,14 −
8
) ∙ ꢁ(
= 0,887
)
푧ср = 1 − 0,4273
4,456
188,73
∙ ꢁ(
Уточним расстояние между
− 6 КС по формуле (2.32):
(1,67ꢁ∙ ꢁ10
∙ ꢁ1 ∙ 2,6ꢁ 2
7,522 −
퐿кс = 1588 − ) 3
∙ 5,61
133,762
9 ∙ ꢁ10
∙ ꢁ0,56 ∙ ꢁ302,14
∙ ꢁ0,887
2
= 128,02 км
Определим давление газа в конце линейного участка [1]:
푃К∗ = √ 2Н
−
где 퐿КС иꢁ푑 5
ВН
2
2
16ꢁ∙ ꢁ휌
∙ ꢁ푍ВС
∙ ꢁ푅
СТ ∙ ꢁ휆СР
∙
ꢁ퐿
∙
ꢁ푄
5
Р∙ ꢁТ
, Па;
КС
휋 2 ∙ ꢁ푑
КС.Р.
ВН
(2.35)
2
3
подставляется в метрах, 푄
КС.Р. в м /с
106
√
2
2
) ∙ ꢁ513,65
(7,52 ∙ ꢁ 16 ∙ ꢁ0,673 ∙ ꢁ0,009 ∙ ꢁ0,882 ∙ ꢁ286,5 ∙ ꢁ128,02 ∙ ꢁ3600∙ 24
∗
)
(133,76
∙
Рк = 106 2
−
= 5,519 МПа
5
2
1,588 ∙ ꢁ3,14
Проверка точности:
푃к∗ − к
∙ ꢁ100% < 5%
Р
Р∗
(2.36)
к
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
36

34.

5,61 −
= [5,519
5,519
] ∙ ꢁ100% = 1,658% < 5%
Это означает, что расчёт произведён правильно.
2.5 Определение режима работы КС
Для определения режима КС построим на одном и том же графике в одном
и том же масштабе в координатах P-Q суммарную характеристику рабочих
нагнетателей и характеристику сети. Точка их пересечения (А) и есть искомый
режим работы станции.
Для построения характеристики сети воспользуемся уравнением (2.35) в
изменённом виде и составим таблицу 2.4.
2
2
16ꢁ∙ ꢁ휌
∙ ꢁ휆 ∙ ꢁ푍 ∙ ꢁТ ∙ ꢁ푄
КС.Р. ∙ ꢁ푅
Рс = √ К 푃 ∙ ꢁ퐿
2
휋 2 ∙ ꢁ푑
∗ 2+
ВН КС
СТ
СР
СР
(2.37)
Рнаг = Рвс ∙ ꢁ휀, МПа;
Таблица 2.4 – Совмещённая характеристика Q-P
Q,млн
м3/сут
Pc, МПа
ε
Pн, МПа
110,0
120,0
130,0
133,8
140,0
7,005
1,420
7,81
7,253
1,410
7,76
7,513
1,396
7,68
7,614
1,390
7,65
7,785
1,378
7,58
Рисунок 2.1 – График, в координатах P-Q
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
37

35.

м
3
Искомый режим работы станции: 푄ꢕ = 133ꢁмлн сут , РА = 6,56 МПа.
Определим
относительную
134 −
∆ 133,76
133,76
=|
погрешность
перекачивания
газа:
| ∙ ꢁ100% = 0,18 %
3. ПОДБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
3.1 Расчет пылеуловителя
Рассчитаем пылеуловитель при следующих заданных условиях: суточная
производительность газопровода 푄КС.Р. = 133,76 млн∙ м3/сутки, давление газа на
приеме КС Рвх=5,5 МПа, температура газа на входе в КС ТВХ=280,5К, плотность
газа 휌 =0,673, коэффициент сжимаемости z=0,905.
Плотность газа при рабочих условиях:
Р ∙ ꢁ휌 ∙ ꢁТ
휌РАБ = кгВХ Н н , 3 ;
РН ∙ ꢁ푍 ∙ ВХꢁ м
Т
где
РВХ , РН – рабочее и атмосферное давление, МПа;
Тн , ТВХ – нормальная и рабочая температура, К;
휌 – плотность газа в нормальных условиях.
(3.1)
Н
Z – коэффициент сжимаемости
Р
раб =
5,5ꢁ∙ ꢁ0,673 ∙ ꢁ
309,16∙ ꢁ0,887 ∙ ꢁ
0,1033
286,5
= 43,6 кг
3
⁄м
Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:
2∆
푊 = √м
,
ꢖ푔
с
(3.2)
휆휌
где 휆 – коэффициент гидравлического
сопротивления циклонного
РАБ
элемента, равный 45.
ΔР – перепад давления в сепараторе, ΔР = 0,28∙105 Па
푊=
√
2ꢁ∙ ꢁ0,28ꢁ∙ ꢁ9,81 ∙ ꢁ
= 16,7 м⁄с
105
45ꢁ∙ ꢁ43,6
Объем газа, проходящего через один циклонный элемент:
휋푑 2 푊 м3
푞 =
,
4
с
Э
(3.3)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
38

36.

где d – диаметр корпуса циклонного элемента. Для БЦ-512-р-6 (12х12)
d= 0,0512 м;
3
2
3,14 ∙ ꢁ0,0512
∙ ꢁ
м
푞 = 16,7
= 0,034 ⁄с
4
э
Общий расход газа через один пылеуловитель:
3
м
푞П = 푞Э ∙ ꢁ푛,
(3.4)
с
где n – число элементов циклонных пылеуловителей. Для БЦ-512-р6(12х12) n=144
3
м⁄
푞П = 0,034 ∙ ꢁ144 = 4,96 с
Определим секундный расход газа:
3
м
푄 ∙ ꢁРСТ ∙ ꢁ
푞 =
,
(3.5)
Т
24 ∙ РАБ
ꢁ3600 ∙ ꢁРРАБ ∙ ꢁ с
с
ТСТ
где
푄 – суточная производительность газопровода, млн. м3 /с;
РСТ – давление при стандартных условиях, равное 0,1033 МПа;
ТСТ – температура при стандартных условиях, равная 293 К;
ТРАБ, РРАБ – температура и давление при рабочих условиях;
6 ∙ ꢁ0,1033 ∙ ꢁ
133,76 ∙ ꢁ10
푞 = 286,5
≈
24 ∙ ꢁ3600 ∙ ꢁ7,5 ∙ ꢁ
푐
20,9
293
3
м⁄
с
Определим расчетное число циклонных пылеуловителей:
푞
n = 푐
푞п
0
n =
0
20,9
4,96
(3.6)
= 4,2 шт;
Округляя, получаем n0 = 5 шт С учетом резерва устанавливаем число
пылеуловителейnуст = 6 шт
3.2 Расчет аппарата воздушного охлаждения (АВО)
Расчет аппарата воздушного охлаждения будем производить для аппарата
АВО фирмы «Бронсверк». Технические характеристики АВО фирмы «Бронсверк»
представлены в таблице 3.1
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
39

37.

Таблица 3.1 – Технические характеристики АВО фирмы «Бронсверк»
Показатель
Единица измерения
Показания
Температура газа: на входе
90
о
С
На выходе из аппарата
50
Мощность теплового потока
млн ккал/ч
6,0
Производительность по газу
тыс. кг/ч
252
Длина труб
м
12
Суммарная мощность эл. двигателей
кВт
124
Масса
40
т
Определим массовый расход газа:
휌 ∙ ꢁ푄КС.Р.
кг
퐺 =
, тыс
ч
24
푟
где 휌 – плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
(3.7)
ꢁ133,76 ∙ ꢁ
휌 ∙ ꢁ푄кс.р. 0,673ꢁ∙
кг
6
= 10
= 3750,637 тыс
ч
24
24
г
Воспользуемся технической характеристикой выбранного аппарата и
определим число аппаратов по производительности по газу:
퐺
푛= 푟
(3.8)
푞
퐺 =
где q – производительность по газу для АВО «Бронсверк» q = 252 тыс. кг/ч
ꢗг
3750,637
= 14,9 ≈
15
푛= ꢈ =
252
шт.
Определим количество теплоты 푄1 , которое должно быть отведено от газа к
установке:
푄1 = 퐺푟 ∙ ꢁС
),
охл
где
∙ ꢁ(푡наг −
Дж
푡
ч
(3.9)
Р.СР.
СР.СР. – средняя теплоёмкость газа, Дж/кг∙К;
푡наг – температура газа после нагнетания, К;
푡охл – температура газа на входе в линейную часть, К;
кДж
млнккал
= 13,9
푄 = 3750,637 ∙ ꢁ2510ꢁ∙ ꢁ7 = 65,9 ∙6 ꢁ
ч
ч
10
1
Воспользуемся
технической характеристикой выбранного аппарата и
определим число аппаратов по мощности теплового потока:
ꢘ1
13,9
= 2,6 ≈
3
푛= =
ꢈ
6
шт.
Из двух значений выбираем большее и с учётом резервного аппарата на
станции устанавливаем:
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
40

38.

푛уст = 15 + 3 = 18 аппаратов.
3.3 Оборудование КС
3.3.1 Основное оборудование КС
Компрессорные станции предназначены для увеличения пропускной
способности за счет повышения давления в магистральном газопроводе.
КС состоят из одного или нескольких компрессорных цехов, осуществляющих
технологические процессы очистки, компримирования и последующего
охлаждения природного газа с использованием газоперекачивающих агрегатов
(ГПА), пылеуловителей (ПУ) или фильтр-сепараторов (ФС), аппаратов
воздушного охлаждения газа (АВО).
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА и следующие системы,
установки и сооружения, обеспечивающего функционирование:
1) узел подключения к линейной части магистрального газопровода;
2) технологические коммуникации с запорной арматурой;
3) установку очистки газа;
4) установки охлаждения газа;
5) системы топливного, пускового и импульсного газа;
6) систему охлаждения смазочного масла;
7) электрические устройства цеха;
8) систему автоматического управления и КИП;
9) вспомогательные
системы
и
устройства
(маслоснабжения,
пожаротушения, отопления, контроля загазованности, вентиляции и
кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).
3.3.2 Описание вспомогательных систем КС.
Основной объект КС – компрессорный цех (КЦ), оснащённый
газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных
и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА и другого
оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего
персонала.
Система маслоснабжения применяется для смазки подшипников газовых
турбин, редукторов и нагнетателей, а также для работы систем регулирования.
Система технологического газа обеспечивает подачу газа к центробежным
нагнетателям КЦ и его транспортировку в пределах КС, загрузку нагнетателей,
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
41

39.

переключение кранов для перестройки схемы работы, загрузку нагнетателей, а
также стравливание газа из технологических коммуникаций КЦ.
Система технологического газа включает:
1)
трубопроводы и коллекторы;
трубопроводную арматуру;
2)
пылеуловители и сепараторы с дренажными устройствами для
3)
удаления конденсата;
4)
продувочные свечи для стравливания газа;
газовые холодильники (на ГКС);
5)
расходомерные устройства.
6)
Система топливного и пускового газа предназначена для подачи газа с
требуемым давлением и в необходимом количестве к ГПА.
Система топливного и пускового газа включает:
1)
трубопроводы и коллекторы с продувочными и дренажными
устройствами;
2)
регуляторы давления;
3)
запорную и предохранительную арматуру;
расходомерные устройства;
4)
5)
свечи для стравливания газа;
6)
сепараторы и фильтры-адсорберы.
Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и
пневмоцилиндрам для перестановки кранов технологического, топливного и
пускового газа, а также к конторольно-измерительным приборам и устройствам
автоматического регулирования ГПА.
Система пожаротушения КЦ предназначена для сигнализации в случае
появления очагов загорания и ликвидации их путём автоматической или
управляемой подачи воды, пены или углекислоты в очаг пожара.
Система вентиляции, кондиционирования и отопления предназначена для
поддержания параметров воздушной среды в помещениях КЦ в соответствии с
требованиями нормативно-технических документов.
Система электроснабжения предназначена для снабжения электроэнергией
основного и вспомогательного оборудования КЦ.
Средства контроля и автоматики КЦ предназначены для оперативного
управления, защиты и контроля за работой оборудования. Управление
технологическим оборудованием осуществляется инженерами со щита
управления.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
42

40.

3.3.3 Описание конструкции аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа
Перед подачей газа в магистраль его необходимо охлаждать. Для этого
используют водяное или воздушное охлаждение.
Конструктивно аппараты воздушного охлаждения разделяются на:
1) вертикальные (АВВ);
2) горизонтальные (АВГ);
3) зигзагообразные (АВЗ);
4) шатровые (АВШ).
Установка воздушного охлаждения газа состоит из однотипных аппаратов
воздушного охлаждения, соединенных между собой параллельно трубопроводной
обвязкой. Для подключения или отключения отдельных агрегатов к установке, на
входе и выходе каждого агрегата устанавливаются краны, а для подачи газа от
нагнетателей в линейный участок, минуя установку, предусмотрена байпасная
линия.
Аппарат представляет собой рекуперативный теплообменник, в
котором природный газ охлаждается атмосферным воздухом. Аппарат
состоит из теплообменных трубчатых секций, образующих поверхность
теплообмена, вентилятора с приводом, аэродинамических элементов, узлов
регулирования.
Теплообменная поверхность состоит из оребренных со стороны
охлаждающего воздуха и гладких со стороны газа трубок. Трубки расположены в
шахматном порядке, закреплены в двух трубных досках камер подвода и отвода
газа, которые объединяют трубки в теплообменную секцию, смонтированную на
несущей раме жесткости. Один АВО имеет несколько теплообменных секций,
соединенных двумя коллекторами, расположенными на входе и выходе аппарата.
Коллекторы с помощью трубопроводной обвязки соединяются с технологической
линией газа на КС.
Осевой вентилятор, вращающийся в горизонтальной плоскости,
предназначен для прокачки больших объемов воздуха через теплообменные
секции аппарата в направлении снизу вверх при малых напорах воздуха.
Вентилятор приводится в действие от электродвигателя, соединенного на одном
валу.
Аэродинамические элементы АВО предназначены для обеспечения
направленного движения воздуха и состоят из патрубка вентилятора и диффузора.
Патрубок, внутри которого находится вентилятор, предназначен для придания
направленного движения воздушному потоку, имеет цилиндрическую форму.
Диффузор предназначен для равномерного распределения потока воздуха по всей
площади теплообменных секций и для преобразования динамического напора в
статический, что приводит к повышению общего КПД вентилятора.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
43

41.

3.3.4 Компоновка компрессорного цеха
Обычно агрегаты располагают в один ряд с расстоянием между ними от 12
до 18 метров. Здания для установки поршневых ГПА однопролетные, шириной 12
м. Конструкция зданий для ГТУ и ГПА с электроприводом состоит из 2-х залов:
машинного, шириной от 12 до 24 м, и нагнетательного - до 6 м.
Машинный зал в противопожарном отношении отнесен к категории Г,
разрешающей установку оборудования в нормальном исполнении, а
нагнетательный - к категории А, требующей взрывоопасного исполнения. Между
этими залами располагается разделительная стена, при этом в месте прохода вала
привода нагнетателя делается уплотнение.
Возможные компоновочные решения:
1) турбина и нагнетатель внутри здания с перегородкой между ними
(традиционное);
2) нагнетатель на открытой площадке, установка привода на нулевой
отметке, каждый агрегат в отдельном укрытии (здание не сооружается);
3) блочно-контейнерная установка, агрегат в трубе.
Предложенные схемы позволяют существенно уменьшить затраты на
строительство КС и монтаж оборудования.
В компрессорном цехе располагаются вентиляционные камеры, ремонтная
мастерская, мастерская КИПиА и монтажная площадка.
4. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙО СХЕМЫ КС
Технологическая схема КС зависит от выбранного типа оборудования,
числа параллельно работающих групп, производительности газопровода. Она
включает в себя газопроводы технологического, топливного, пускового,
импульсного и бытового газов. Коммуникации технологического газа
обеспечивают транспортировку газа в пределах КС. В них входят установки для
очистки газа от пыли, холодильники для его охлаждения, маслоуловители и
маслосборники.
a) Технологический газ главного и пускового контуров. Газ поступает на
компрессорную станцию через задвижку №19. Из входного коллектора
технологический газ через соответствующие каждому пылеуловителю ПУ 1÷10
краны № П1-1 …№ П10-1 подается на пылеуловители циклонного типа.
Первоначальное заполнение пылеуловителей производится через байпасные
шаровые краны Ду 50 № П1-1Б…№ П10-1Б. Номинальная производительность
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
44

42.

одного пылеуловителя Q=26,54 млн м3/сутки. Проектная производительность
УОГ в целом Q=159,24 млн. м3/сутки. После пылеуловителей очищенный газ
через соответствующие краны № П1-2…№ П10-2 поступает в выходной
коллектор Ду 1000 мм. Из выходного коллектора пылеуловителей
технологический газ по трубопроводу Ду1000 мм поступает во входной коллектор
газоперекачивающих агрегатов типа ГТН-16. Из входного коллектора по
трубопроводам Ду 700 мм через соответствующие каждому нагнетателю краны №
1-1…№ 6-1 газ поступает на всасывание Н-16-76-1,25. Перед открытием
указанных кранов давление «до» и «после» них выравнивается путем открытия
байпасных кранов № 1-4…№ 6-4.Для кратковременной продувки
технологических линий «на свечу» при заполнении контура и нагнетателя,
предусмотрена линия сдувки Ду 100 мм с соответствующими каждому агрегату
дистанционно-управляемыми кранами № 1-5…№ 6-5.
При выводе нагнетателя на режим газ циркулирует по пусковому контуру
через соответствующие каждому нагнетателю открытые краны № 1-6 № 6-6 и
открытые антипомпажные регулирующие клапаны № 1-6Р…№ 6-6Р, при этом
краны № 1-2 …№ 6-2 закрыты. Газ поступает в выходной коллектор пускового
контура Ду 700 мм и направляется во входной коллектор пылеуловителей. Цикл,
таким образом, замыкается.
При выходе на устойчивый режим нагнетателя (число оборотов свободной
турбины = 5300 об/мин) открываются соответствующие каждому нагнетателю
краны №1-2…№ 6-2 и газ подается в нагнетательный коллектор Ду 1000 мм,
откуда поступает во входные коллекторы установки охлаждения газа.
Охлаждение газа после компремирования осуществляется аппаратами
воздушного охлаждения в количестве 25 штук АВО фирмы «Бронсверк». Здесь
имеется входной и выходной коллектор. Между коллекторами установлены
байпасный кран № 8-1…№ 8-3. Газ из выходного коллектора секций через
обратные клапаны объединяется в общий коллектор и из него по трубопроводу Ду
1400 мм поступает в узел подключения и далее через кран № 21 газ подается в
магистральный газопровод.
b) Система сбора и удаления дренажного шлама пылеуловителей.
Отсепарированные в блоках циклонов пылеуловителей механические примеси и
капельная жидкость (конденсат) собираются в нижней части пылеуловителей,
откуда происходит сброс в дренажный коллектор через дистанционноуправляемые краны № П1-К1…№ П10-К1 Ду 100 мм и ручные краны № П1К1…№ П10-К2 Ду 100 мм. Из дренажного коллектора конденсат подается в
дренажную емкость Е-1, которая предварительно заполняется газом из выходного
коллектора УОГ путем открытия крана № 60. Во избежание потерь газа при
продувке пылеуловителей преимущественно от механических примесей
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
45

43.

предусмотрен блок эжекторов, в который подается газ высокого давления из
нагнетательного трубопровода через ручной кран № 50 и дистанционноуправляемый кран № 51. Продувочный газ из дренажного коллектора
пылеуловителя, поступая на входное циклонное устройство емкости Е-1,
«отсасывается» эжектором, а механические примеси за счет сил завихрения
оседают в емкость Е-1. Газ, выходящий из блока эжекторов через кран № 58
поступает во входной коллектор пылеуловителей.
Емкость Е-1 периодически опорожняется путем передавливания конденсата
в емкость Е-2 через кран № 80. В емкость Е-2 сбрасывается также конденсат, через
кран № 79 в дренаж из аппаратов установки подготовки топливного и
импульсного газа (УПТИГ).
c) Установка подготовки топливного и импульсного газа (УПТИГ). УПТИГ
предназначена для замера количества газа, идущего на собственные нужды, а
также для замера отдельно количества газа, используемого в качестве топлива для
газотурбинных двигателей. Кроме того, в УПТИГ происходит дополнительная
очистка газа и его редуцирование. В УПТИГ происходит также подготовка
импульсного газа, а именно – его осушка.
Технологический газ на УПТИГ поступает из выходного коллектора
пылеуловителей через кран № 101 по трубопроводу Ду 150 мм, а так же может
быть подан от узла подключения через кран № 102 в случае неисправности УОГ.
Из УПТИГ топливный газ поступает в коллектор топливного газа, из
которого через ручные краны № 1-12Р…№ 6-12Р и дистанционно управляемые
краны № 1-12…№ 6-12 топливный газ подается в топливную систему через
дополнительные фильтры очистки Ф 1-1…Ф6-1 и Ф 1-2…Ф6-2.
Импульсный газ из УПТИГ поступает в коллектор импульсного газа, из
которого происходит раздача газа всем потребителям (пневмоуправляемая
арматура). Для продувки коллектора во время заполнения предусмотрены линии
сдувки с вентилями № 1С-И и № 2С-И.
В таблице А.2 представлена нумерация технологической арматуры на КС.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
46

44.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[1]
Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине
«Машины и оборудование газонефтепроводов». УО «Новополоцкий
государственный университет», 2014. – 73 с.
[2]
ГОСТ 32511-2013 Топливо дизельное ЕВРО.
[3]
Справочное пособие по гидравлике, гидромашинам и гидроприводам /
Я.М. Вильнер [и др.]; под общ. ред. Б.Б. Некрасова. – 2-е изд., перераб. и доп. –
Минск: Выш. шк, 1985.
[4]
Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа /
разработчики Щуровский В.А. (к.т.н.), Сальников С.Ю. (к.т.н.). Ленинский р он
Московская обл. 2005.
[5]
СТО Газпром 2-3-5-051-2006. Нормы технологического проектирования
магистральных газопроводов.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
47

45.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 – Системы и оборудование на резервуарах типа РВС 30000, РВС
1000, РВС 2000
Объем резервуара, м3
Наименование
РВС 30000
РВС 20000
РВС 2000
Производительность
заполнения опорожнения
10000
7500
2000
3
резервуара, м /ч
Патрубок приемо-раздаточный
с
2
2
2
ПРУм
Винтовая мешалка
2
1
1
Система орошения
1
1
1
Люк-лаз 600 х 900 в I поясе
1
1
1
Люк-лаз 600 х 900 в II поясе
2
2
2
Монтажный люк Ду 1000
1
1
1
Многоточечный датчик
средней температуры нефти
(нефтепродуктов)
1
1
1
ЛЗ-80
1
TankRadar
RTG 3900
REX
ЛЗ-80
1
TankRadar
RTG 3900
REX
ЛЗ-80
1шт
TankRadar
RTG 3900
REX
Сигнализатор максимального
допустимого (аварийного)
уровня
ПМП-022
2шт
ПМП-022
2шт
ПМП-022
2шт
Световой люк
ЛС-600
4шт
ЛС-600
4шт
ЛС-400
3шт
Система пожаротушения
ГПСС-2000
ГПСС-2000
ГПСС-600
Замерный люк
Уровнемер (Измеритель
уровня)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
48

46.

Объем резервуара, м3
РВС 30000
РВС 20000
РВС 2000
Наименование
Пробоотборник
Устройство молнезащиты
ПП
«Дельфин»
ПП
«Дельфин»
ПП
«Дельфин»
+
+
+
1. Корпус,
2. Кольцо пружинное,
3. Кассета,
4. Шпильки,
5. Ограничители,
6.Прокладки,
7. Заглушки,
8.Ось
Рисунок А1 – Огневой предохранитель
Рисунок А2 – Патрубок вентиляционный
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
49

47.

Рисунок А3 – Приемо-раздаточное устройство
Рисунок А4 – Генератор пены ГПСС-2000
Рисунок А5 – Люк-лаз
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
50

48.

Рисунок А6 – Люк замерный
Рисунок А7 – Люк световой
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
51

49.

Рисунок А8 – Уровнемер радарный Rosemount TankRadar
Рисунок А9 – Кран сифонный
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
52

50.

Рисунок А10 – Пробоотборник
Таблица А.2 – Нумерация технологической арматуры на КС
Номер
Наименование крана.
Место установки.
крана.
Трубопроводы технологического газа КС.
1
Входной.
Входной газопровод ГПА.
2
Выходной газопровод ГПА.
Нагнетательный.
Трубопровод между входным и
3, 3б
Обводной.
выходным газопроводами ГПА.
4
Наполнительный.
Обводной газопровод крана 1.
Выпускной (свеча).
5
Выпускной газопровод (свеча) ГПА.
6, 6р
Рецилькуляционный.
Обводная линия группы или агрегата.
Трубопроводы пускового газа.
Входной газопровод пускового газа
11
Отсечной.
ГПА.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
53

51.

9
Выпускной (свеча).
13
Регулирующий.
Выпускной
газопровод
(свеча)
пускового газа ГПА.
Входной газопровод непосредственно
перед пусковым устройством.
Трубопроводы топливного газа.
12
Отсечной.
Входной топливный газопровод ГПА.
Выпускной топливный газопровод
10
Выпускной (свеча).
(свеча).
Входной газопровод дежурной горелки
14
Дежурный.
камеры сгорания ГТУ.
Трубопроводы узла подключения КС к магистральному газопроводу.
7, 7а
Входной.
Входной газопровод КС.
8, 8а
Выходной.
Выходной газопровод Кс.
Выпускной (свеча) на
17, 17а
Выпускной газопровод на входе в КС.
входе.
Выпускной (свеча) на Выпускной газопровод на выходе из
18, 18а
выходе.
КС.
Линейная
часть
МГ
до
узла
19
Входной охранный.
подключения.
20
Секущий.
Обводной газопровод КС.
Линейная часть МГ после узла
21
Выходной охранный.
подключения.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
54

52.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
КП МИО 605071109ЗО.08.26.ПЗ
55