Определение типа компрессорной машины для проектируемой КС

 

ГМК экономичнее нагнетателей при производительности КС (газопровода) менее 10 млн.м³/сут, нагнетатели - при производительности КС более 15 млн.м³/сут.

Табличные данные по производительности нагнетателей соответствуют максимальному значению к.п.д. данных машин. Фактически нагнетатели могут иметь производительность в диапазоне, равном примерно 0,85 ÷ 1,15 значения оптимальной производительности.

В интервале производительностей 10-15 млн.м³/сут экономические показатели транспорта газа ГМК и нагнетателями примерно одинаковы.

В настоящее время в связи с разработкой новых марок ГМК область применения их несколько расширена. В частности, недавно созданный ГМК ДР12 /I/ /II/ можно использовать на газопроводах производительностью до 40 млн.м³/сут наравне с ГТУ мощностью 6 тыс. кВт.

Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:

, млн.м³/сут                                                          (5.1)

где: Q_год - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд.м³/год;

                                                                   (5.2)

- коэффициент использования пропускной способности газопровода;

K _рс, K _эт – коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соот ветственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА,

K _рс = 0,95, K _эт = 0,98; - коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС.

 

 

5.2 Определение оптимального варианта КС

 

После определения экономичного типа компрессорной машины для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС, то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС.

Для этого из множества компрессорных машин требуемого типа предварительно выбирается 3÷4 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания).

К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находится в пределах 2÷6 - для нагнетателей и 2÷13 - для ГМК.

Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы и в возможных при эксплуатации режимах не должны иметь политропический КПД ниже 0,8 (для центробежных нагнетателей).

При производительности КС более 15 млн.м³/сут для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием (для полнонапорных нагнетателей рассматривается один подвариант - с одноступенчатым сжатием). При производительности КС 10÷15 млн.м³/сут - также два подварианта, но с двух и трехступенчатым сжатием.

Во всех случаях число машин на КС должно находится в ранее отмеченных пределах.

 

Расчет приведенных затрат

 

Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:

С_к=Э+Е·К;                                                                                (5.3)

где: Э – эксплуатационные затраты, тыс. руб/год;

К – капиталовложения в КС, тыс.руб.;

Е - отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15, 1/год;

Э=n·a_э+n_p·в_э+c_э;                                                                   (5.4)

К=(n+n_p)·а_к+в_к;                                                                        (5.5)

где: n – число рабочих ГПА на станции;

n_p – число резервных ГПА; 

а_э, в_э, с_э, а_к, в_к – коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции.

Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин, степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На основе значений ξ и С_к рассчитывается комплекс (χ). Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса (χ).

                                                                   (5.6)

Если производительность КС находится в пределах 10÷15 млн.м³/сут, то экономичный тип компрессорной машины и оптимальный вариант КС находится одновременно. Для этого по выше рассмотренной методике производится сравнение двух-трех вариантов КС с ГМК и двух-трех вариантов КС с центробежными нагнетателями.

В качестве привода компрессорных машин на КС обычно применяются поршневые газовые двигатели, газовые турбины и электродвигатели. От выбора типа привода компрессорных машин во многом зависят технико-экономические показатели КС и удобства ее эксплуатации.

Газомотокомпрессоры, как правило, приводятся поршневыми газовыми двигателями, которые конструктивно оформляются за одно целое с ГМК.

Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и газотурбинными установками (ГТУ). При удаленности КС от надежного источника электроэнергии менее чем на 50-100 км выгоднее применять электропривод, при удаленности более 300 км - газотурбинный привод.

В интервале 50-300 км тип привода устанавливается технико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на КС с учетом строительства ЛЭП, трансформаторной подстанции и стоимости потребляемой ГПА энергий в виде газа и электроэнергии.

При равенстве приведенных затрат (комплекса χ) для обоих типов привода предпочтение обычно отдается электроприводу, как более безопасному, не связанному с расходом транспортируемого газа, упрощающему технологическую схему КС, менее подверженному влиянию внешних условий, более без­отказному и с меньшим сроком восстановления при ремонтах.

Приведенные затраты (комплекс χ) считаются равными, если отличаются не более, чем на5%.

При отсутствии экономических данных по ГПА их принимают по ближайшему аналогу, для которого эти данные известны. За критерий аналогии берут мощность ГПА. При этом численные значения экономических коэффициентов для ГПА-аналога, приведенные в приложении И, изменяют пропорционально, соответственно мощности рассматриваемого ГПА и ГПА-аналога.

Список используемой литературы

 

1. Эксплуатация насосных и компрессорных станций [Электронный ресурс]: учебное пособие / сост. А.Л. Саруев, Л.А. Саруев; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2017. – 358 с. Режим доступа: https://e.lanbook.com/reader/book/106751/#2

2. Сооружение и эксплуатация насосных и компрессорных станций [Электронный ресурс]: учеб. пособие / О.Н. Петров, А.Н. Сокольников, Д.В. Агровиченко, В.И. Верещагин. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2018. – 192 с. Режим доступа: http://znanium.com/bookread2.php?book=1032200

3. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учебное пособие. / В.Г. Крец, А.В. Рудаченко, В.А. Шмурыгин. – 4-е изд.., стер. – СПб.: Издательство «Лань», 2018. – 376 с. Режим доступа: https://e.lanbook.com/reader/book/104949/#2

ПРИЛОЖЕНИЕ А