Определение оптимальной производительности газовой компрессорной станции

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБЩЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

‹‹Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет››

Кафедра «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ»

Курсовой проект ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов НА ТЕМУ: ‹‹Определение оптимальной производительности газовой компрессорной станции››

Выполнил: студент группы НТХ-04−3 Заманов И.Р.

Проверил: доцент, к.т.н.

Зубарев В.Г.

Тюмень 2008

Содержание компрессорная станция магистральный газопровод Введение

1. Выбор трассы МГ и определение исходных данных

2. Определение количества ГПА, ПУ

2.1 Определение количества ГПА, ПУ при Q=50 млн. мі/сут

2.1 Определение количества ГПА, ПУ при Q=50−110 млн. мі/сут

3. Определение количества КС и их расстановка по трассе

3.1 Расчет давления на входе в КС

3.2 Определение расстояний между КС

3.3 Определение количества КС для Q=50−110 млн.куб.м/cут

4. Определение прибыли

4.1 Расчет прибыли от транспорта газа при Q=50 млн. м3/сут

4.2 Экономический расчет при Q=50−110 млн. м3/сут Заключение Список использованной литературы Приложение 1

Приложение 2

ВВЕДЕНИЕ

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его сжатии.

Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций, устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100−150км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой — исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т. п.

1. ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ Исходные данные из задания на курсовой проект:

Внутренний диаметр D=1000мм;

Давление рабочее КС P1=5,5 МПа;

Давление перед пунктом назначения Рк=2,0 МПа;

Температура на входе КС Тн=280 К;

Тип ГПА: ГТК-10−4;

ПУ типа ГП-144.

Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L, а так же относительная плотность газа по воздуху ?. С помощью атласа, учитывая транспортную развязку, определяем, что L=610км. Трассу трубопровода проектируем вблизи железных дорог и автодорог, чтобы сократить затраты при строительстве трубопровода.

Относительная плотность газа по воздуху? определиться с помощью. Зная, что наш газопровод перекачивает газ с месторождения «Уренгойское» и учитывая возраст месторождения выбираем горизонт сеноман. Тогда, удельная теплота сгорания 33 080 кДж/м, а также состав газа: на долю метана придётся 98,8%, этана — 0,07%, пентан и высшие — 0,01%, двуокись углерода — 0,12%, азота и других редких — 0,8.

В качестве обобщенного критерия оптимальности принимаемого решения в настоящее время следует использовать чистую прибыль от выполнения транспортной работы. Допустимо также использование приведенных расходов.

Для определения оптимальной производительности магистрального газопровода используем метод сравнения конкурирующих вариантов. Для этого необходимо предварительно определить несколько производительностей на основании опыта проектирования, затем рассчитать прибыль по каждому варианту и выбрать наиболее оптимальный по максимальной прибыли.

Изначально определим исходные данные, необходимые как для определения оптимальной производительности.

Определяем среднегодовые температуры грунта на глубине заложения оси трубопровода и температуры воздуха в крайних точках МГ:

г. Тюмень: tг = 5,5 °С; tа = 0,9 °С.

г. Омск: tг = 4,5 °С; tа = 0,6 °С.

Для определения оптимальной производительности необходимо выбрать несколько конкурирующих вариантов. Согласно для диаметра газопровода 1000 мм рекомендуемые производительности находятся в диапазоне 25−35 млн. м3/сут, но исходя из предварительного расчета необходимо задаться большим диапазоном производительностей, поэтому в качестве расчетных были приняты 50−110 млн. м3/сут.

Плотность газа при стандартных:

где — давление и температура при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К), М — молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле:

тогда:

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, ПУ.

2.1 Определение количества ГПА, ПУ при Q=50 млн. мі/сут.

Определим количество ГПА, установленных на КС МГ.

(2.1)

где n-кол-во ГПА, установленных на КС.

Q-производительность МГ, млн м3/сут;

Qгпа-производительность ГПА типа ГТК-10−4, она составляет Qгпа =37,0 млн м3/сут [3, стр. 181].

Тогда:

Для ГТК-10−4 (тип ЦБН 370−18-I), исходя из предварительного расчета, необходимо 2 ступени сжатия, принимаем параллельную схему соединения 2-х групп ГПА на КС: 4 агрегата+2 резервных. И для производительностей 80−110 млн. м3/сут принимаем параллельную схему соединения 3-х групп ГПА на КС: 6 агрегатов+3 резервных. Результаты расчета сведены в табл. 1.

Параметры ЦБН 370−18-I: Zпр=0,9, Rпр=491 Дж/кг· К, Тпр=288К, nн=4800 об/мин. Характеристика ЦБН 370−18-I приведена в приложение 1.

Определим количество ПУ Согласно СТО «Газпром»: Количество аппаратов установки очистки газа должно определяться по паспортным характеристикам аппарата таким образом, чтобы при отключении одного из них, нагрузка на оставшиеся не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов — не выходила за пределы минимальной производительности.

Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от 0,75кг/м3, следовательно, необходимо определить коэффициент изменения производительности пылеуловителя.

МПа. (п. 3.1)

Согласно характеристике ПУ типа ГП-144, которая представлена в приложение 2, принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,9.

По характеристике определяем минимальную и максимальную производительность ПУ:

Qmin= 11,8 млн. м3/сут.,

Qmax= 16,5 млн. м3/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:

Q*min=11,8*0,9=10,62 млн. м3/сут.,

Q*max=16,5*0,9=14,85 млн. м3/сут.

Количество ПУ можно определить по формулам:

(2.2)

(2.3)

гдеnmax и nmin — максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

шт.,

шт.

Принимаем nmax = 5 шт. и nmin = 4 шт.

Необходимое количество ПУ определяется таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов — не выходила за пределы минимальной производительности. Такому условию соответствует единственное количество ПУ марки ГП-144, равное 5 шт.

2.2 Определение количества ГПА и ПУ при Q=50−110 млн. мі/сут.

Рачет ведется аналогично пункту 2.1. Результаты расчетов заведем в общую табл. 1.

Таблица 1

Кол-во ГПА, АВО, ПУ при Q=50−110 млн.і/сут.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА КС

3.1 Расчет давления на входе в КС Для расчёта свойств газа необходимо значение давления газа на входе КС. Определим его с помощью степени сжатия КС. Для этого найдём степень сжатия нагнетателя из характеристики нагнетателя. Для этого найдем внутреннюю мощность нагнетателя.

Внутреннюю мощность можно определить из формулы (3.1):

(3.1)

Тогда:

(3.2)

где — располагаемая мощность, МВт;

— механический кпд нагнетателя.

Располагаемая мощность находиться по формуле (3.4):

(3.3)

где — номинальная мощность ГПА, МВт, равная 10МВт [4];

— коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ и равный

0,95 [4];

— коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха [4]:

(3.4)

где =3,7 [4]; - расчётная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ:

(3.5)

— средняя температура расчётного периода, тогда:

К

— коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, без утилизатора принимаем 1;

— коэффициент влияния относительной скорости вращения силовой турбины, принимаем 1.

— коэффициент, учитывающий высоту над уровнем моря, для ТО 0,95.

Т.к. в дальнейших расчетах необходимо знать расход топлива ГПА определим его.

Расход топливного газа тыс. м3/ч, вычисляют по формуле

(3.6)

— номинальный расход топливного газа;

КТГ — коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу);

Nн — мощность, потребляемая ЦБН, МВт;

Ta — расчетная температура атмосферного воздуха, К;

е — номинальный к.п.д. ГТУ е =0,34;

QTC — теплота сгорания топливного газа, кДж/м3. QТС=33 080 кДж/м3

Коэффициент технического состояния КТГ принимают равным 1,05, если не имеется оснований для принятия другой величины.

В качестве расчетной температуры Ta принимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода =278,9К.

Коэффициент обычно учитывается в составе КТГ, кроме особых случаев.

(3.7)

Потребление топливного газа КЦ, млн. м3 за расчетный период, вычисляют по формуле:

(3.8)

где np — количество рабочих ГПА;

— время расчетного периода, ч.

Т.к. мы не знаем, зададимся им, т. е. используем метод последовательных приближений, изложенный ниже. Смысл заключается в том, что, предположив давление на входе в КС, мы можем определить давление на входе в первую ступень нагнетателей, учтя потери во входном коллекторе. При этом давлении рассчитываем коэффициент сжимаемости и, таким образом, степень сжатия 1-й ступени из характеристики ЦБН. Далее мы находим значение давления после 1-й ступени сжатия. Это давление с учётом потерь в нагнетательном трубопроводе будет входным во второй ступени. Далее при нём также определяется коэффициент сжимаемости на входе нагнетателей второй ступени сжатия и степень сжатия 2-й ступени. Благодаря чему, мы находим давление в нагнетательном ТП второй ступени. Поскольку рабочее давление в начале МГ нам дано (с учетом атмосферного давления), то мы находим наше реальное. Добившись сходимости, найденного путем приближений, и реального, принимаем предположенный верным. Далее приведён расчёт для производительности :

Коэффициент сжимаемости в условиях входа на КС (z) определяется через приведенные значения давления и температуры для этого найдём критические значения давления Ркр и температуры Ткр :

По СТО «Газпром» они находятся следующим образом:

(3.9)

(3.10)

где Ркрi, Ткрi — критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси. хi — концентрация i-го компонента газа, доли ед.

Приведенные температура и давление:

(3.11)

(3.12)

С помощью ЭВМ методом последовательных приближений было принято, тогда:

С учетом потерь на входе в компрессорный цех принимаем Р2,1 равным Т.к. температура на входе КС нам задана, то :

Тогда:

где:

.

Газовую постоянную можно определить по формуле

Дж/(кг· К).

Следовательно, плотность газа при условиях всасывания будет равна кг/м3.

Определяем производительность нагнетателя при условиях входа по формуле

гдеQв — производительность нагнетателя при условиях входа, м3/мин.;

Qнаг — производительность одного нагнетателя при стандартных условиях, м3/сут.;

Производительность одного нагнетателя при стандартных условиях можно определить по формуле

(3.13)

где QКЦ — производительность компрессорного цеха, м3/сут.

Производительность компрессорного цеха можно определить по формуле

.(3.14)

млн. м3/сут.,

млн. м3/сут.

Следовательно, производительность нагнетателя при условиях входа будет равна

м3/мин.

Определяем приведенную производительность нагнетателя по формуле (согласно [2])

(3.15)

гдеQпр — приведенная производительность нагнетателя, м3/мин;

nн — номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n — фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

Принимаем n = 5000 об/мин.

В соответствии с параметрами регулирования режима работы КС принимаем n = 4800 об/мин.

м3/мин.

Определяем приведенное число оборотов ротора нагнетателя по формуле (согласно [9])

;(3.16)

где — приведенная частота вращения ротора нагнетателя;

, — приведенные параметры нагнетателя.

По приложению 2 принимаем Zпр=0,9, Rпр=491 Дж/кг· К, Тпр=288К, nн=4800 об/мин.

.

Для обеспечения беспомпажной работы центробежного нагнетателя необходимо, чтобы его приведенная производительность была как минимум на 10% больше минимальной приведенной производительности при текущем значении приведенных оборотов.

Согласно характеристики ЦБН 370−18-I принимаем минимальную приведенную производительность Qпр min = 250 м3/мин.

.

Следовательно, условие беспомпажной работы нагнетателя выполняется.

По приведенной характеристике нагнетателя определяем степень сжатия, политропический кпд и приведенную относительную мощность нагнетателя

; ;

где — степень сжатия нагнетателя;

— политропический кпд нагнетателя;

Тогда давление за первой ступенью:

(3.17)

.

С учетом потерь в обвязке между ступенями:

.

Температура перед второй ступенью согласно СТО «Газпром»:

(3.18)

Аналогично находим, при и: .

Результаты поиска второй ступени сведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Результаты поиска

Тогда давление за второй ступенью:

Сравним полученное значение с действительным:

(3.19)

Согласно таблице 7.1 СТО «Газпром» :

Данные величины примерно равны, следовательно, принимаем. Тогда степень сжатия КС :

.

Аналогичные расчёты для Q=25−35 млн. м/сут. приведены в таблице 2.

Аналогичные расчёты для предварительных Q: 50−110 м/сут. приведены в таблице 2.2:

Таблица 2.2

Давление и степень сжатия КС при рассматриваемых производительностях

3.2 Определение расстояний между КС и их расположение по трассе При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем, и поэтому будут различны длины участков между КС, и конечного участка.

Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

гдеl — длина участка, км; D — внутренний диаметр, м; - расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления; Р1 — абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа; Р2 — абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа; zср — коэффициент сверхсжимаемости газа (средний на участке МГ); Тср — средняя температура газа на участке МГ, К.

Для расчета длин участков определим физические свойства газа.

Средняя температура участка МГ определяется по следующей формуле:

(3.31)

Т.к. по условию АВО не предусмотрено то будет равняться:

.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по параболическому закону, то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение, следовательно:

(3.32)

где — абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

— абсолютное давление газа в конце участка, МПа.

.

Критические параметры газа, принимаем из ранее проведенных расчетов Ркр=4,6 МПа Ткр=190,45 К Определим приведенные параметры газа — Рпр и Тпр Рпр=Рср/Ркр, Тпр=Тср/Ткр.

Рпр=4,689/4,6=1,01 МПа Тпр= 294,2/190,45=1,547 К Определим коэффициент сжимаемости газа z (формула для случаев когда: давление до 15 МПа и температурах 250−400 К) :

Определим динамическаую вязкость газа м Па· с, при давлении до 15 МПа и температурах 250−400 К :

Определим коэффициент гидравлического сопротивления л:

Где К коэффициент эквивалентной шероховатости равный К=0,03;

Е коэффициент гидравлической эффективности участка.

В соответствии с СТО Газпром примем Е=0,95.

Определим расстояние от КС 1 до КС 2.

Конечный участок будет в б раз длиннее остальных:

где: Р1-давление на выходе КС, Р1=5,6 МПа (по условию);

Р2-давление на входе КС, Рн=4,26 МПа;

Рк-конечное давление Рк=2,1 МПа (по условию);

Определим число станций:

где: L-протяженность МГ, L=610 км

l-расстояние между КС, l=52,067 км

nст-число КС.

Тогда Принимаем nст=12.

Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом:

Qi=Q — QТГ. i

где Qiпроизводительность i-го участка;

Qпроизводительность поступления газа на головную КС;

QТГ — объем потребляемого КС топливного газа;

iномер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью Тогда для принятого числа КС можно записать среднюю длину участка между КС как сумму длин участков его составляющих

где l — средняя длина участка между КС.

Определим суточное потребление топливного газа на КС.

Потребление топливного газа КС в % от производит МГ составит:

Qтг % = Qтг *100/Q=0,305*100/50=0,61%

Определим во сколько раз i — е участки должны быть длиннее.

Соответственно 1 — й участок длиннее в Определим во сколько раз конечный участок должен быть длиннее:

Определим среднее значение длин участков:

Км Результаты остальных расчетов представлены в табл. 3.

Таблица 3.

Расстановка КС по трассе

3.3 Определение количества КС для Q=50−110 млн.куб.м/cут Аналогично пункту 3.1 было определено количество станций для рассматриваемых производительностей, данные сведены в таблице 4.

Таблица 4

Определение числа КС при рассматриваемых производительностях

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИБЫЛИ.

4.1 Расчет прибыли от транспорта газа при Q=25 млн. м3/сут.

Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле:

(4.1)

где — чистая прибыль от транспорта газа, тыс. руб.;

— тариф на транспорт газа по МГ, Т= 35 руб/(тыс. м3100км);

— годовая производительность МН, млн. м3/год;

и — коэффициент амортизационных отчислений, соответственно от линейной части и от НПС, и [6];

и — капитальные затраты на сооружение линейной части и НПС МГ, тыс. руб.;

— стоимость электроэнергии и топливного газа, тыс руб.

4.1.1 Суточная пропускная способность МГ равна:

(4.2)

Тогда годовая производительность равна:

(4.3)

где — оценочный коэффициент использования пропускной способности равный:

(4.4)

где kро — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, kро=0,98 [4];

kт — коэффициент экстремальных температур, kт=1 — для МГ менее

1000 км ;

kн — коэффициент надежности МГ, принимается в зависимости от протяженности трубопровода и его диаметра, L=610км, D=1000мм, kн=0,99.

Тогда Из формулы (4.2) годовая производительность равна:

4.1.2 Затраты на электроэнергию и топливный газ

(4.5)

где Sтг — стоимость топливного газа, млн. руб./год;

Sэл — стоимость электроэнергии, млн. руб./год.

(4.5)

где Стгцена топливного газа, стг=1500 руб/тыс м3, [задано преподавателем];

Расход топливного газа ГТУ, тыс. м3/ч был определен ранее (п. 3.1.).

Тогда стоимость топливного газа:

Стоимость электроэнергии рассчитывается следующим образом:

(4.8)

где — тариф на потребляемую энергию,.

— потребляемая мощность, кВт.

T — продолжительность анализируемого периода, час. T =8760 час.

Тогда затраты на электроэнергию и ТГ:

4.1.3 Капитальные затраты на сооружение линейной части Рассчитываются по формуле:

где слстоимость строительства одного километра трубопровода, для

D=1000мм и Lдлина МГ, L=610 км [6]:

(4.11)

сЛО — стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки

;

kpрайонный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [6];

kттопографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kт=1,7.

Капитальные затраты на сооружение КС:

(4.12)

где n-количество КС на МГ, n=12;

kpрайонный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kp=2,0 [6];

kттопографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ, kт=1,07.

сстстоимость строительства одной КС, сст=k0+knn (4.12)

где k0- стоимость строительства одной КС, независящая от числа ГПА, для ГТК-10−4 k0=77 000 тыс. руб.

knстоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА; Для ГТК-10−4 kn =15 400 тыс. руб. 6].

n-кол-во ГПА, установленных на КС.

Тогда:

Получим:

Итак, рассчитаем прибыль:

4.2 Экономический расчет при Q=50−110 млн. м3/сут.

Расчет ведется аналогично пункту 4.1. Общие результаты расчетов занесем в табл. 5.

Таблица 5

Экономический расчет при Q=50−110 млн. мі/сут.

Как видно из табл. 4.1., мы наблюдаем следующую закономерность: рост прибыли при увеличение производительности. Для данного диаметра, исходя из общего критерия оптимизации, предпочтителен будет вариант с Q=90 млн. м3/сут., то есть вариант с максимальной прибылью от транспортной работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения проекта газопровода Тюмень — Омск были решены следующие задачи:

1. была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 610 км;

2. было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10−4, количество ПУ типа ГП-144.

3. были выявлены конкурирующие варианты по производительности газопровода: 50−110 млн. м3/сут;

4. по экономическим показателям строительства и эксплуатации МГ был определена оптимальная производительность, которая равняется 90 млн. м3/сут.

1. Волков М. М., Михеев А. А., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.

2. Зубарев В. Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: Тюм ГНГУ, 1998.

3. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для студентов специальности 0907. 2004.

4. СТО «Газпром»

5. ГОСТ 30 319.1−96

6. Зубарев В. Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования.2006.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИВЕДЕННЫЕ ХАРАКТИРИСТИКИ НАГНЕТАТЕЛЯ 370−18−1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144