Оборудования компрессорного цеха

Характеристика основного

Оборудования компрессорного цеха

Двигатель НК-12 СТ

Двигатель НК-12СТ, созданный на базе авиационного турбовинтового двигателя НК-12МВ, используется в качестве привода нагнетателя газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3.

Компактность и малая масса, присущие авиационным двигателям, обеспечивают всему агрегату в целом высокую транспортабельность и мобильность, простоту монтажа и демонтажа. Блочная конструкция агрегата дает возможность вести поставку блоков в полной заводской готовности, что уменьшает объемы капитальных затрат на строительство станций в 2...2,5 раза и сокращает сроки ввода их в действие.

Двигатель НК-12СТ является турбовальным газотурбинным двигателем, предназначенным для привода нагнетателей газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорных станций магистральных газопроводов большой протяженности.

Двигатель НК-12СТ обладает автоматическим запуском, при котором раскрутка ротора обеспечивается воздушным стартером, для привода которого используется газ, транспортируемый по газопроводу. При запуске стартер раскручивает ротор турбокомпрессора, а от него через соответствующие приводы вращение передается на агрегаты топливной и масляной систем, а также агрегаты управления механизацией компрессора в соответствии с кинематической схемой приводов двигателя.

1 — передняя опора; 2 — Компрессор (статор и ротор); 3 — картер турбины с камерой сгорания; 4 — турбина ТК; 5 — промежуточная опора; 6 — проставка; 7 — свободная турбина.

Рисунок 1 - Продольный разрез двигателя.

Двигатель состоит из двух основных частей: турбокомпрессора (газогенератора) и свободной (силовой) турбины, включающих в себя узловые элементы: переднюю опору, осевой четырнадцати - ступенчатый компрессор, камеру сгорания кольце­вого типа, трехступенчатую реактивную турбину, промежуточную опору (заднюю опору турбокомпрессора), свободную (силовую) турбину, цилиндрические проставки, служащие для выравнивания поля температур и давлений на входе в свободную (силовую) турбину, опору свободной (силовой) турбины, коробки приводов агрегатов двигателя, масляные насосы, обслуживаю­щие двигатель и ГПА.

Передняя опора является одним из силовых узлов двигателя, воспринимающим нагрузки от статора и ротора компрессора и передающим их через цапфы подвесок на раму агрегата. Конструктивно корпус передней опоры состоит из наружной кольцевой коробки, связанной с внутренним конусом шестью полыми обтекаемыми ребрами. Внутренняя поверхность наружной кольцевой коробки и наружная поверхность внутреннего конуса профилированы и образуют вместе с ребрами шесть каналов, по которым в компрессор поступает воздух. Пустотелые ребра используются для размещения внутри них приводов к агрегатам, а также масляных и воздушных коммуникаций.

Внутри корпуса передней опоры расположены центральный привод, передающий крутящийся момент с турбины на привод агрегатов масляной системы и коробок приводов, входной регулируемый направляющий аппарат компрессора (ВНА), а также роликовый подшипник, который является передней опорой ротора компрессора.

На задней стенке корпуса передней опоры имеются фланцы крепления привода центробежного суфлера, масляного фильтра, привода нижней коробки приводов.

Кроме того, двигатель имеет агрегаты питания топливом, агрегаты системы смазки, агрегаты регулирования и управления двигателем, агрегаты запуска двигателя, агрегаты параметрического контроля и защит, предупреждающие возникновение аварийных ситуаций.

Нагнетатель Н-196-1,45

 

Нагнетатель центробежный с вертикальным разъемом состоит из: корпуса наружного, передней и задней крышки. К передней крышке крепится опорный, к задней – опорно-упорный подшипники. Подшипники монтируются в подшипниковых камерах. На опоры устанавливается ротор. Ротор в передней части имеет шлицевую втулку для соединения с торсионным валом. В задней части вал для привода маслонасоса. На ротор напрессовываются рабочие колеса и разгрузочный диск. Во внутреннем корпусе монтируется входной направляющий аппарат, улитка, втулка думмиса, обратный направляющий аппарат, лопаточный диффузор.

Рабочие колеса относительно корпуса, вал и думмис уплотняются лабиринтными уплотнениями.

 

1 – опорный подшипник; 2 – ротор; 3 – кольцо; 4 – крышка; 5,8 – диффузоры; 6 – обратно направляющий аппарат; 7 – диафрагма; 9 – думмис; 10 – улитка; 11 – упорный подшипник; 12 – уплотнение; 13 – корпус.

 

Ротор нагнетателя имеет цилиндрическую форму цилиндрического сечения. Поверхность ротора, контактирующая с щелевыми уплотнениями и опорами имеет износостойкое покрытие. Рабочие колеса и разгрузочный диск фиксируются стопорными кольцами и гайками. В передней части имеются шлицы и резьба с гайкой для крепления полумуфты. В задней части находится вал для привода насоса смазки нагнетателя. Уплотнения предназначены для надежного гидравлического масляного затвора во внутренней полости нагнетателя. Уплотнение состоит из втулки лабиринтной, которая образует газовую и маслогазовую полости. Втулка фиксируется при помощи фиксатора и уплотняется относительно корпуса резиновыми кольцами. К втулке с помощью штифта крепится внутренний корпус щелевого уплотнения. Во внутреннем корпусе устанавливается внутреннее кольцо и фиксируется штифтом. Далее монтируется наружная втулка с наружным плавающим кольцом, закрепленная с помощью винта. Между кольцами установлена пружина. Кольцевая полость проточкой соединена с масляной.

Таблица 1 - режимная карта работы основного оборудования

Наименование	Ед. изм.	Значение
Нагнетатель Н -196/1,45 двухступенчатый центробежный
Производительность	м^3/сут.
диаметр рабочего колеса	мм
степень сжатия		1,45
минимальная производительность	м^3/мин
номинальная производительность	м^3/мин
максимальная производительность	м^3/мин
Двигатель НК – 12 СТ
Мощность	МВт	6,3
КПД	%	24,5
расход газа на номинальном режиме	кг/час
давление пускового газа	кгс/см2
давление топливного газа	кгс/см2
температура топливного газа на входе в двигатель	°С
частота вращения воздушного стартера при пуске ГПА	Об/мин
частота вращения ГГ на рабочих режимах	Об/мин	7700 - 8500
частота вращения СТ на рабочих режимах	Об/мин	6150 - 8500
температура масла на входе в двигатель	°С	50 - 60
температура масла на выходе из двигателя	°С	50 - 85
давление масла за нагнетающим насосом ТК	кгс/см2	3,3 – 4,0
давление масла за нагнетающим насосом СТ	кгс/см2	1,5
температура газов перед СТ	°С
вибрация ТК	мм/с	<40
вибрация СТ	мм/с	<40

Предъявляемые к ней.

Трубопроводная арматура (краны, вентили, обратные клапаны и т.д.) представляют собой устройства, предназначенные для управления потоками газа, транспортируемого по трубопроводам, отключения одного участка трубопровода от другого, включения и отключения технологических установок, аппаратов, сосудов и т.д.

Вся запорная арматура технологических обвязок компрессорной станции имеет нумерацию согласно оперативной схеме КС, четкие указатели открытия и закрытия, указатели направления движения газа. Запорная арматура в обвязке КС подразделяется на 4 основные группы: общестанционные, режимные, агрегатные и охранные.

Общестанционные краны установлены на узлах подключения станции к магистральному газопроводу и служат для отключения КС от газопровода и стравливания газа из технологической обвязки станции. К таким кранам относятся краны №7,8,17,18,20. К общестанционным кранам относятся и краны №6,6р обеспечивающие работу КС на «Станционное кольцо».

Режимные краны обеспечивают возможность изменения схемы работы ГПА, выбор групп работающих агрегатов. Нумерация этих кранов на различных КС различна, но, как правило, эти краны объеденины номерами одной десятки и характерны, в основном, для обвязок с неполнонапорными ЦБН.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции. К ним относятся краны №1,2, 4,5,6.

Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на КС. К ним относятся краны №19 и 21.

К характерным особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах и КС относятся: высокое давление транспортируемого газа (до 7,5МПА), относительно высокая температура газа на выходе КС (60-70^оС), наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию, эрозию металла и т.д.

К запорной арматуре предъявляются следующие основные требования: она, прежде всего, должна обеспечивать герметичное отключение отдельных участков газопровода, сосудов, аппаратов от технологических газопроводов и длительное время

сохранять эту герметичность, иметь высокую работоспособность, быть коррозионно-стойкой и взрывобезопастной. Для перекрытия потока затвор вращается вокруг своей оси перпендикулярной трубопроводу. Краны могут иметь гидровлический, пневматический, пневмогидравлический и электрический приводы. Они могут иметь также и ручное управление.

По сравнению с другими видами запорной арматуры краны обладают следующими преимуществами: компактность, прямоточное движение потока газа через отверстие в шаре крана, что не вызывает больших гидравлических сопротивлений.

Запорные краны с шаровым затвором получили наибольшее распространение на магистральных газопроводах и используются в качестве запорно-отключающих устройств сепараторов, пылеуловителей, камер пуска и приема очистных поршней, в свечных обвязках, узлах подключения КС, различного рода перемычек, обвязке газоперекачивающих агрегатов и т.д.

При эксплуатации кранов необходимо выполнение следующих основных требований:

- запрещается эксплуатировать краны при не полностью открытом или закрытом положении затвора;

- перестановку шаровых кранов производить при наличии перепада до и после крана не более 0,8 МПа;

- периодически производить набивку крана крановой смазкой, рекомендованной заводами-изготовителями.

К задвижкам относятся разного рода запорные устройства, в которых проходное сечение для газа перекрывается за счет поступательного перемещения затвора в направления, перпендикулярном движению потока транспортируемого газа. По сравнению с другими видами запорной арматуры, задвижки имеют следующие особенности: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходном сечении, простота обслуживания и ремонта. Применяются в основном на линиях продувки пылеуловителей и фильтр-сепараторов, а также как ручные отсечные задвижки на линии кранов №4 и 6 и блоков подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

К вентилям относят запорную арматуру с поступательным перемещением затвора, параллельно потоку транспортируемого газа. Вентили имеют следующие характерные особенности: возможность работы при высоких перепадах давлений на золотнике, простота конструкции, обслуживания и ремонта, относительно небольшие габаритные размеры, исключение возможности гидравлического удара. Используются в основном на линиях отбора импульсного газа и линиях отбора к щитам управления агрегатной и станционной системы управления.

К обратным клапанам относят устройства, предназначенные для предотвращения обратного потока газа в трубопроводе. Они выполняются как автоматически самодействующие предохранительные устройства. Основным узлом обратного клапана является его затвор, который пропускает газ в одном направлении и перекрывает поток в другом. Обратный клапан устанавливают на узле подключения перед краном №8, а также в обвязке полнонапорных нагнетателей перед кранами № 2 и 6.

Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляется в соответствии с инструкциями завода-изготовителя по специальному план-графику.

На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны, задвижки и обратные клапаны.

Краном называется запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска рабочей среды.

Эксплуатация системы

Технологического газа

 

 

Технологические краны, входящие в контур станционного кольца, должны обеспечивать регулирование расхода газа через нагнетатели путем его перепуска из нагнетательного шлейфа цеха во всасывающий.

Температура газа после компримирования должна поддерживаться не вы­ше, чем допустимая для участка газопровода, прилегающих к КС.

Надземные части технологических трубопроводов должны иметь звукоизоляцию.

Трубопроводы и коллекторы компрессорного цеха укреплены с помощью хомутов, обеспечивающих возможность их перемещения при температурных расширениях.

Подземная часть трубопроводов покрыта антикоррозийной изоляцией. Трубопроводы на поверхности окрашены в установленные цвета. На трубопроводах стрелкой указано направление движения газа.

Все наружные коллекторы и трубопроводы в пределах компрессорного цеха защищены от коррозии электрозащитными устройствами. Не реже одного раза в год проводится ультразвуковой контроль толщин стенок наземных трубопроводов в местах поворотов, сужений, врезок и т.п. Не реже одного раза в месяц проверяется состояние фундаментов, на которых уложены наземные трубопроводы и коллекторы, для определения их целостности и отсутствия осадки.

Установленная арматура должна иметь номера в соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, а также указатели направления открытия, закрытия и направления потока. Узел управления арматурой должен иметь номер, соответствующий номеру управляемого крана, а также маркировку педалей и соленоидов - «Открытие» и «Закрытие». Обслуживание запорной арматуры должно производиться в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

После монтажа или ремонта пылеуловителей включение их в работу должно осуществляться под руководством начальника цеха. Эксплуатация пылеуловителей, их профилактические осмотры и испыта­ния должны производиться согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и «Положением о плано­вом предупредительном ремонте линейной части и технологического обору­дования магистральных газопроводов». Для удаления конденсата пылеулови­тели должны продуваться не реже 1 раза в смену с записью в журнале газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска. Продувка конденсата производится в конденсатосборник.

В зимний период для обеспечения надежной работы запорной арматуры должна использоваться зимняя крановая смазка. Запорная арматура системы технологического газа в зимнее время должна постоянно очищаться от снега и льда. Необходимо обеспечить безостановочную работу пылеуловителя в зимнее время при температуре наружного воздуха ниже преде­льно допустимой температуры для марки стали пылеуловителя. При необходимости отключения пылеуловителя при температуре наружного воздуха ниже предельно допустимой температуры для марки стали, с аппарата должно быть медленно снято давление газа. Категорически запрещается заполнять и включать пылеуловители в работу при температуре стенки аппарата ниже предельно-допустимой для данной марки стали.

При подготовке системы технологического газа к пуску компрессорного цеха запорная арматура системы технологического газа находится в следующем состоянии:

открыты краны №17 №18 №20, агрегатные краны №5, выходные и свечные краны на скрубберах и аппаратах воздушного охлаждения газа;

закрыты краны №6, №6р, №7, №8,байпасы кранов №7, №8, агрегатные краны №1, №2, №4.

Заполнение технологической обвязки компрессорного цеха газом производится в следующей последовательности:

закрывается свечной кран №17 и свечи на скрубберах и аппаратах воздушного охлаждения газа;

открывается байпас крана №7 и вытесняется воздух из системы избыточным давлением газа не более 0.1 МПа через свечной кран №18;

проводится контроль за содержанием кислорода на выходе из свечи (содержание кислорода не более 2%);

закрывается свечной кран №18 и увеличивается давление в контуре (до давления в магистральном газопроводе);

открываются краны №7,№8 и закрывается байпасный кран №7.

Все работы по перестановке кранов производятся в ручную с местных узлов управления. После этого необходимо:

проверить установку всех общестанционных кранов на дистанционное управление с главного щита управления компрессорным цехом;

после пуска одного из агрегатов закрыть кран №20.

Остановку компрессорного цеха необходимо выполнять в следующей последовательности:

остановить агрегаты в соответствии с инструкцией по эксплуатации газоперекачивающего агрегата;

закрыть краны №7, №8. При необходимости открыть краны №17, №18;

после выравнивания давления на кране №20 открыть его.

В экстренных случаях полная остановка компрессорного цеха производится автоматически. Все указанные операции по перестановке кранов (кроме крана №20) происходят автоматически.

В целях опробования системы аварийной остановки цеха следует пользоваться ею при ежегодных плановых остановках.

Для нормальной эксплуатации системы технологического газа необходимо следующее:

не допускать повышения давления в системе нагнетания газоперекачивающих агрегатов выше максимального рабочего;

режим работы агрегатов должен поддерживаться в пределах зоны устойчивой работы нагнетателей, определяемой характеристикой нагнетателя;

не допускать повышения допустимой температуры на выходе из нагнетателей;

при выводе агрегата на цеховое кольцо принять меры к недопущению роста температуры газа - снизить обороты нагнетателя до минимально возможного по условиям, определённым инструкцией по эксплуатации агрегата;

постоянно контролировать наличие импульсного газа на узлах управления запорной арматуры;

не допускать утечек газа и конденсата в коммуникациях и запорной арматуре. В случае появления утечек необходимо срочно принять меры к их устранению.

В системе технологического газа компрессорного цеха предусмотрена очистка газа в циклонных пылеуловителях от механических примесей, углеводородного конденсата, воды и их сбора в конденсатосборник.

Во время эксплуатации пылеуловителей предусматривается следующее техническое обслуживание:

производится продувка пылеуловителя один раз в смену (или по мере накопления конденсата и шлама) через дренажный кран;

периодически, но не реже одного раза в неделю, производится замер перепада давления на пылеуловителях. Перепад должен быть не более величин, указанных на пылеуловителях.

Категорически запрещается заполнять и включать пылеуловители в работу при температуре стенки аппарата ниже минимально допустимых величин, указанных в паспорте. При отключении пылеуловителей при температуре наружного воздуха ниже минимально допустимых величин с аппарата должно быть немедленно снято давление.

Техническое обслуживание пылеуловителей включает:

внешний осмотр оборудования;

включение в работу и выключение из работы;

контроль перепада давлений на входе и выходе;

контроль уровня жидкости;

дренирование из аппаратов отсепарированного шлама и конденсата;

контроль утечек газа и их устранение.

Периодически, не реже одного раза в год, производится осмотр с целью определения работоспособности циклонных элементов, других элементов аппарата и очистки его от загрязнений.

Также предусмотрена система охлаждения технологического газа в аппаратах воздушного охлаждения. Система предназначена для охлаждения и поддержания температуры на выходе из цеха в заданных пределах для участка магистрального газопровода.

Во время эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа необходимо:

следить за натяжением клинообразных ремней привода вентилятора;

следить за частотой пусков теплообменников;

регулировать температуру газа после аппаратов воздушного охлаждения, в зависимости от температуры окружающего воздуха возможно только отключением части вентиляторов.

Категорически запрещается заполнять и включать в работу блоки аппаратов воздушного охлаждения при температуре стенки аппарата ниже минимально допустимых величин.

При эксплуатации предусмотрено следующее техническое обслуживание:

не реже одного раза в два месяца проверяется уровень масла в редукторе;

подаётся смазка на подшипники редуктора;

производится обдувка паром или воздухом оребрённых труб через оребрение;

проверяется состояние защитной сетки вентилятора;

проверяются зазоры между коллектором и вентилятором; осматриваются лопасти вентилятора на наличие трещин;

проверяется исправность электропроводки и заземление аппарата;

проверяется натяжение клинообразных ремней, при необходимости производится натяжение ремней;

ежегодно производится чистка и смазка подшипников вентилятора.

Внешний осмотр оборудования и коммуникаций, обнаружение утечек газа, контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки, контроль перепада давлений газа на выходе. В случае возрастания перепада давлений газа на установке открывается обводной кран и принимаются меры по поочерёдной остановке и очистки загрязнённых аппаратов.

Не реже одного раза в год производится наружный осмотр аппаратов воздушного охлаждения с целью определения работоспособности трубных пучков, вентиляторов и очистка от загрязнений.

Эксплуатация ГПА во время работы.

К эксплуатации агрегата допускается персонал, прошедший специальную подготовку по изучению устройства и правил эксплуатации агрегата, и имеющий удостоверение установленной формы.

Запрещается эксплуатация агрегата без штатных ограждений, кожухов, за­щитных решеток.

Перед пуском ГПА необходимо убедиться в отсутствии обслуживающего персонала внутри блоков агрегата.

На работающем агрегате:

- двери всех контейнеров должны быть закрытыми;

- запрещается входить в контейнер двигателя, всасывающую камеру и в ВОУ;

- при устойчивом режиме работы допускается кратковременный осмотр на герметичность маслосистемы и КПВ в контейнере двигателя.

Запрещается подтягивать фланцевые и шарово-конусные соединения на трубопроводах, находящихся под давлением.

Для освещения разрешается пользоваться переносными лампами напряжением 12 В во взрывобезопасном исполнении.

Запрещается хранить легко воспламеняющиеся материалы вблизи или непо­средственно в блоках ГПА.

Запрещается эксплуатировать агрегаты при неисправной системе пожаротушения, или если истек срок очередного освидетельствования баллонов пожаротушения.

Входить в отсек двигателя или нагнетателя без противогаза после срабатывания системы пожаротушения разрешается только после тщательного проветривания отсека.

Не допускается пребывание обслуживающего персонала без средств индивидуальной защиты от шума у работающего агрегата более 1 часа в течение смены.

В зимнее время необходимо периодически очищать площадки обслуживания от снега.

Необходимо следить за уровнем масла в маслобаках и при его понижении дозаправлять баки свежим маслом.

Необходимо следить за местонахождением рабочей точки по характеристи­кам нагнетателя. Потребляемая нагнетателем мощность не должна превышать номинальную более чем на 20 %, а рабочая точка должна находиться правее помпажной зоны не менее чем на 5 - 10 % по производительности. Работа в помпажной зоне запрещается.

При температуре окружающего воздуха от 253К до 278К каждые 2 часа через смотровое окно всасывающей камеры необходимо осматривать защитную сетку ограждения и входное устройство двигателя на отсутствие льда, инея. В остальных случаях надо осматривать защитную сетку один раз в смену.

При работе агрегата в диапазоне температур от 263К до 277К необходимо включать систему обогрева циклового воздуха.

СПЕЦИАЛЬНЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчёт режима работы компрессорного цеха

 

Цель расчёта режима КЦ, определение: приведённой объемной производительности, приведённой частоты вращения ротора, мощности на валу привода, степени сжатия, политропического КПД, и проверка удаленности режима работы от границ помпажа.

 

Исходные данные

Пропускная способность компрессорного цеха Q_кц, млн.м³/сут 50

Тип центробежного нагнетателя Н-196-1,45

Тип газоперекачивающего агрегата ГПА Ц-6,3

Номинальная частота вращения силового вала n_н, об/мин 8200

Фактическая частота вращения ротора ЦБН n, об/мин 7800

Механические потери N_мех, кВт 100

Показатель политропны κ 1,31

Температура газа на входе в ЦБН Т, К 293

Потери газа в обвязке пылеуловителей ∆Р, МПа 0,08

Относительная плотность газовой смеси ∆, 0,59

Давление газа на входе в КЦ Р_вх, МПа 3,5

Число рабочих групп ГПА m, 5.

 

Газовая постоянная R', Дж/(кг*К)

R'= , (1)

где R – 286,8 Дж/(кг*К) – газовая постоянная воздуха;

∆ – относительная плотность газа по воздуху.

R'= Дж/(кг·К)

Плотность газа при 20°С и 0,1013, МПа кг/м³

ρ_ст=∆·1,205, (2)

где 1,205 кг/м³ – плотность воздуха при 20°С и 0,1013 МПа;

ρ_ст= 0,59·1,205= 0,71 кг/м³

Давление газа на всасывании в ЦБН с учётом потерь газа в обвязке пылеуловителей Р_вс, МПа

Р_вс=Р_вх–∆Р, (3)

где Р_вх – давление газа на входе в КЦ, МПа;

∆Р – потери газа в обвязке пылеуловителей;

∆Р=0,12

Р_вс= 3,5 - 0,08= 3,42 МПа

Коэффициент сжимаемости природного газа, Z, определяем по Z=0,89

Плотность газа при всасывании в ЦБН ρ_вс, кг/м³

ρ_вс= , (4)

где Р_вс – абсолютное значение давления газа при всасывании в ЦБН, МПа;

Т – абсолютное значения температуры газа при всасывании, К;

Z – Коэффициент сжимаемости газа при температуре и давлении газа всасывании в ЦБН;

ρ_вс= кг/м³

Фактическая подача группы ЦБН Q_к, млн.м³/сут

Q_к= , (5)

где Q_кц – пропускная способность компрессорного цеха, оборудованного однотипными агрегатами, млн. м³/сут;

m – число параллельно работающих групп, шт.;

Q_к= млн.м³/сут

Объемная подача нагнетателя Q_об, м³/мин

Q_об= , (6)

Q_об= м³/мин

Приведённая объёмная подача [Q]_пр, м³/мин

[Q]_пр= Q_об, (7)

где n_н – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

Q_об – объёмная подача нагнетателя, м³/мин;

[Q]_пр= м³/мин

 

Приведенная частота вращения

, (8)

где Z_пр, R_пр, Т_пр – параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя; [4] Z_пр=0,90; R_пр=518; Т_пр=293 К;

Степень сжатия ε и приведённая относительная мощность ЦБН по найденным значениям приведённой объёмной подаче и приведенной частоты вращения, определяем по номограмме. ; ;КПД_пол=0,8;

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем N_i, кВт

N_i= , (9)

N_i= 220·26,1·0,97³= 4923 кВт

Критерий Нульсетта Nu

 

Nu=0,023·Re^0.8·Pr^0.43, (11)

где Pr – критерий Прандтля, Pr=0,775;

 

Nu=0.023· (311,1·10³)^0.8·0.775^0.43=511

 

α ₂ = =974,6 Вт/(м²·⁰С)

 

Число Рейнольдса для воздуха Re_в

Re_в= , (12)

где η_в – динамическая вязкость воздуха η_в, Па·с,

 

η_в= 10^-6· (0,04903Т_срв+3,7677), (13)

Т_срв – средняя температура воздуха, К,

Т_срв= (τ₁+τ₂) ·0,5+273; (14)

 

Т_срв=(10+14,38) ·0,5+273=285,19 К,

 

η_в=10^-6· (0,04903·285,19+3,7677)=17,75·10^-6Па·с

 

ω_уз – скорость воздуха в узком сечении пучка труб, из технической характеристики аппарата, ω_уз=10,8 м/с,

d_н – наружный диаметр трубки, из технической характеристики аппарата, d_н=0,028 м;

 

Re_в= =21008,45

 

Критерий Нуссельта для воздуха Nu_в

 

Nu_в= (15)

где t - шаг рёбер из технической характеристики аппарата, t=3,5 мм,

h – высота ребра, из технической характеристики аппарата, h=14 мм,

d_н – наружный диаметр трубки, из технической характеристики аппарата,

d_н=28 мм

 

Nu_в= = 39,8

 

Коэффициент теплопередачи наружной поверхности a₁, Вт/(м²·⁰С)

α ₁= , (16)

где λ_в – теплопроводность воздуха при средней температуре, λ_в=2,49·10^-2, Вт/(м²·⁰С),

 

α ₁= = 35,39 Вт/(м²·⁰С)

 

Коэффициент теплопередачи К, Вт(м²·⁰С)

К= , (17)

где δ_ст – толщина стенки трубы, δ_ст=0,002м,

λ_ст – коэффициент теплопроводности стенки, λ_ст=50 Вт/(м²·⁰С),

ψ – коэффициент увеличения поверхности теплообмена, ψ=18,6.

 

К= = 20,8 Вт/(м²·⁰С)

 

Определяем водяной эквивалент поверхности теплообмена КН, кВт/⁰С

КН= , (18)

где Q – количество передаваемой теплоты, кВт,

θ_т – средняя разность температур процесса теплопередачи, ⁰С,

 

КН= =852,11кВт/ºС

 

Необходимая поверхность охлаждения Н_р, м²

Н_р= , (19)

Н_р= =40966,82м²

 

Определяем необходимое количество АВО газа n_р

 

n_р= , (20)

 

n_р= =5,46≈ 6 шт

 

Вывод: для охлаждения 50 млн.м³/сут природного газа, с рабочим давлением 4,86 МПа, от 53⁰С до 35⁰С, необходимо 6 АВО газа типа АВЗ-Д, при температуре наружного воздуха t= 10⁰С.

 

Проверочный расчет

Пылеуловителя

Цель расчета: проверка количества пылеуловителей, установленных на площадке компрессорного цеха.

Исходные данные:

Суточная пропускная способность газопровода, Q_сут, млн. м³/сут 50;

Допустимые потери газа в пылеуловителях ∆Р, кгс/см² 0,3;

Давление газа на входе в пылеуловитель P_вх, МПа 3,6;

Плотность газа при нормальных условиях, r_н, кг/м³ 0,71;

Тип пылеуловителя ГП 144.00.000;

 

Зная давление газа на входе в пылеуловитель и допустимые потери газа в пылеуловителях ∆Р=0,3 кгс/см² по графику Q=f(P), определяется пропускная способность одного пылеуловителя, Q_пыл.

Q_пыл=К·Q, (3.1)

Q_пыл=14,5 млн. м³/сут

Графики составлены для плотности газа р=0,65 кг/м³ и температуры t_н=10 ^оС. Если параметры газа отличаются друг от тех, для которых составлены графики, определяется пересчитанная пропускная способность одного пылеуловителя при рабочих параметрах газа t_вх=20 ^оС, плотность газа р=0,71 кг/м³ .

По графику определяется коэффициент изменения производительности аппарата K=f(p,t).

K=0,96

Пропускная способность пылеуловителя с учетом поправочного коэффициента Q_пер, млн. м³/сут:

Q_пер= , (3.2)

Q_пер= млн м³/сут

Проверяем количество пылеуловителей, установленных на компрессорном цехе n, шт:

(3.3)

где Q_сут- суточная пропускная способность компрессорного цеха, млн. м³/сут;

Q_пер- пересчитанная пропускная способность одного пылеуловителя, млн. м³/сут.

шт

 

Вывод: Расчетное количество пылеуловителей соответствует фактическому количеству пылеуловителей, находящихся в работе компрессорного цеха Изобильненского ЛПУМГ.

 

Характеристика основного

оборудования компрессорного цеха