Система підземних сховищ газу Прикарпаття
Розвиток газової промисловості на Заході України. Розвиток підземного зберігання газу. Основні особливості формування i експлуатації газосховища. Відбір газу з застосуванням газомотокомпресорів. Розрахункові параметри роботи компресорної станції.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 19.11.2013 |
| Размер файла | 584,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
До виходу з пункту заміру газ по комунікаціях рухається аналогічно пункту 2.4.1. Для подачі на компримування з допомогою ГМК відкривають крани №№48,237, і закривають кран №49. Нагнітання газу в вузол відключаючи пристроїв КС на вході в МГ проходить аналогічно пункту 2.4.1. Засуви №№26,27,28,29- відкриті,засуви №№37,38,39,40- закриті,крани №№22,50- відкриті,кран №51- закритий, і ) газ подається у МГ «ДКС Опари - ДКС Угерсько».
2.4.3 Відбір газу з застосуванням турбокомпресорів
До виходу з пункту заміру газ по комунікаціях рухається аналогічно пункту 2.4.1. Для подачі на компримування з допомогою турбокомпресорі крани №№49,237- закривають, і відкривають вхідний кран на КС 2 №236. Компримування і нагнітання в вузол відключаючи пристроїв на вході в МГ відбувається нагнітачами першої ступені відповідно пункту 2.3.3. . Засуви №№26,27,28,29- відкриті,засуви №№37,38,39,40- закриті,крани №№22,50- відкриті,кран №51- закритий, і ) газ подається у МГ «ДКС Опари - ДКС Угерсько».
2.5 Основне та допоміжне технологічне обладнання Опарського ВУ ПЗГ
Опарське ВУ ПЗГ створено з метою нормування сезонних нерівномірностей споживання газу, безперервного стабільного постачання газу на експорт, а також ліквідації можливих аварійних ситуацій на лініях газопроводів.
Ритмічність роботи виробничих та допоміжних об'єктів забезпечується відповідними структурними підрозділами станції підземного зберігання газу.
2.5.1 Компресорна служба
Компресорна служба включає дві компресорні станції: КС 1 (ГМК-8),і КС 2 (ГПА-Ц-6,3В)
. До складу компресорного цеху КЦ №1 входять:
- газомотокомпресори (ГМК- 8 15 шт),
- технологічні газові комунікації з запірною арматурою,
- установка охолодження газу на відкритому майданчику (АПОГ 14 шт),
- блок редукування і заміру паливного газу на відкритому майданчику,
- склад масла МС-20 з чотирма горизонтальними резервуарами по 50м3 кожний, і насосною оливо забезпечення, яка по маслопроводах подає масло в КЦ для використання в системах мащення ГМК,
- насосна холодного і гарячого циклу циркуляційного водопостачання з АПО води, для забезпечення охолодження ГМК і їх масло системи.
Будівля цеху розміром 250м * 18м * 10м поділена на два машинних зали , в яких встановлено відповідно 8 і 7 ГМК. Приміщення машинних залів обладнано системою автоматичного контролю загазованості робочої зони, зблокованою з аварійно-витяжною вентиляцією, переносними газоаналізаторами, системою пожежної сигналізації, пожежним водопроводом з пожежними гідрантами, дистанційним управлінням пожежними насосами,системою припливно-витяжної вентиляції і наддуву тамбурів-шлюзів сполучення допоміжних приміщень з приміщеннями машинних залів.
Газомотокомпресори обладнані системами захисту від перевищення обертів, підвищення температури масла і води. Від перевищення тиску компримованого газу газові комунікації обладнані запобіжними клапанами. Для вирівнювання пульсуючих потоків газу і послаблення газових ударів компресорні циліндри кожного ГМК оснащені двома буферними ємностями, які з'єднуються з газовими комунікаціями КС через вузли завантаження ГМК.
Технологічні газові комунікації взаємно зв'язують газове обладнання КС з магістральним газопроводом (МГ) і газозбірним пунктом (ГЗП) та забезпечують безперервність технологічного процесу за допомогою великої кількості трубопроводів і запірної арматури для керування цим процесом.
Нагнітальні комунікації (температура експлуатації не більше 40 0С ) виконані окремо на кожний машинний зал у вигляді кільцевих колекторів, на які працюють ГМК і розподіляють газ на АПОГ. Перед входом газу в АПОГ в нижній частині колекторів вбудовані дрипи для збирання і відводу масла, відпрацьованого в компресорних циліндрах ГМК , дренажним трубопроводом у продув очну ємність. З АПОГ охолоджений до 400С газ по чотирьох підземних колекторах через вузол розподілу подається в МГ або ПСГ.
Всмоктуючі комунікації змонтовані з спільним колектором на обидва машинних зали. Функції захисту від перевищення робочих тисків виконують запобіжні клапани, в аварійних ситуаціях технологічні комунікації відключаються від газу запірною арматурою, з повним стравленням аварійної ділянки,яка дистанційно управляється ключем аварійної зупинки з центрального пульта управління диспетчерської.
Блок редукування і заміру паливного газу з тиском на вході 5,5МПа і тиском на виході 0,4МПа від перевищення робочого тиску захищені запобіжними клапанами.
Майданчик складу масла КЦ№1 обвалований і розташований на нижній відмітці відносно відміток сусідніх споруд. Резервуари від надмірного підвищення тиску обладнані дихальними клапанами, металеві частини захищені від статичної електрики заземленням.
До складу компресорного цеху КЦ №2 входять:
- турбокомпресори (4 шт), встановлені на відкритому майданчику в індивідуальних боксах,
- технологічні газові комунікації із запірною арматурою,
- установка охолодження газу I і II ступенів,
- установка підготовки паливного, пускового, імпульсного газу (УПППІГ),
- склад масла (ТП-22), насосна оливо забезпечення.
Турбокомпресори є одноступінчатими газоперекачувальними агрегатами (ГПА) з авіаційним приводом. ГПА складається із силової і нагнітальної частини. Турбокомпресори обладнані системою автоматичного керування, захисту і сигналізації, яка забезпечує роботу агрегата без постійної присутності змінного персоналу. Технологічною схемою також передбачено індивідуальний пусковий контур I та II ступені стискання (мале кільце) і пусковий контур компресорного цеху в цілому (велике кільце). Запобіжні пристрої встановлені на «малому» та «великому» кільцях передбачають захист всмоктуючої сторонни від тиску,який перевищує 6,1МПа.
Технологічні газові комунікації взаємно зв'язують КЦ-1 з КЦ-2 і забезпечують подачу очищеного і осушеного газу на вхід турбокомпресорів і подачу компримованого і охолодженого газу і МГ або ПСГ.
Установки охолодження газу АПОГ розташовані на відкритому майданчику і обв'язані у послідовну і паралельну роботу трубопроводами і запірною арматурою (з виходом охолодженого газу до 400С) двома підземними колекторами через надземний вузол відключаючи пристроїв в МГ або ПСГ. АПОГ використовують також при роботі агрегатів по «малому» і «великому» колах.
Установка підготовки паливного, пускового та імпульсного газу забезпечує очистку, замір, підігрів, редукування та подачу газу в паливну систему турбокомпресорів, в системи контрольно-регулюючих приладів та управління пневмогідроприводів кранів системи автоматичного керування технологічним процесом. Відбір газу в УПППГ проводиться з двох ділянок технологічних комунікацій КЦ-1 :закачка - до крану №67, відбір - до крану №22 (теплий газ).
Майданчик складу масла ТП-22 обвалований і розташований на нижній відмітці відносно сусідніх споруд. Резервуари від надмірного підвищення тисків обладнані дихальними клапанами, металеві частини захищені від статичної електрики заземленням. Масло на агрегати і з них подається з складу з допомогою насосної оливо забезпечення. Система насосної оливозабезпечення забезпечує подачу, фільтрацію, регенерацію, охолодження та злив масла з ГПА.
2.5.2 Оперативно-виробнича служба
До основних об'єктів діяльності оперативно-виробничої служби БВУПЗГ з транспорту газу входять:
§ Експлуатаційні свердловини - 76шт, та їх площадки,
§ Спостережні свердловини.
§ Геохімічні свердловини - 21шт.
§ Лінійна частина - шлейфи та інгібіторопроводи загальною протяжністю 130км.
§ Вузол підключення ПСГ до магістральних газопроводів; лінійні крани №№12,16,19 .
§ Ділянка лінійної частини газопроводів: «ДКС Опари - ДКС Угерсько», «ДКС Опари - ГРС Дрогобич», «ГРС Дрогобич - АГНКС», відгалуження (газопроводи-відводи) «ГРС Дрогобич - ГРП Гаї Верхні», до ГРС «Опари - 22»
§ Під'їзні дороги до свердловин та кранових вузлів загальною довжиною 12км.
§ Газозбірний пункт, який включає в себе:
· площадку відключаючих пристроїв на 76 свердловин;
· установку сепарації газу на 14 сепараторах продуктивністю по 5 млн.м3/добу та 7 газосепараторів, продуктивністю по 1 млн.м3/добу і нафтогазовий сепаратор з дегазаторами;
· операторні газозбірного пункту - 1шт.;
· установка технологічних ємностей;
Установка осушки газу, що включає:
контактори - 8 шт;
насосна ДЕГу;
установка регенерації ДЕГу;
2.5.3 Служба контрольно-вимірювальних приладів і автоматики
Завдання служби КВПіА полягає в забезпеченні постійного контролю і управління з метрологічним забезпеченням контрольно-вимірювальних приладів і систем автоматики Опарського ВУ ПЗГ. Під її відповідальність підлягають:
§ два компресорні цехи - ГМК-8 15 шт, обладнаних системами контролю управління і захисту, електронними системами запалювання КОТРІС, компресорний цех -ГПА-Ц-6,3В -4 шт
§ системами пожежної сигналізації, системами контролю загазованості;
§ КВПіА установок фільтрів-сепараторів;
§ КВПіА установки осушки газу загальною продуктивністю 60 млн.м3/добу;
§ КВПіА компресорів пускового повітря і повітря автоматики;
§ КВПіА установки підготовки стисненого повітря;
§ КВПіА котельні, насосної утилізації ;
§ системи управління проточно-витяжними вентиляторами всіх об'єктів;
§ прилади і регулятори тиску газу, (УПППІГ), котельних, АГРС, блоків вогневих випаровувачів;
§ КВПіА установок блоків-сепараторів;
§ КВПіА вузла підключення пристроїв;
§ КВПіА фільтрів-маслоуловлювачів;
§ прилади контролю і управління технологічними параметрами операторної ГЗП;
§ системи контролю загазованості і пожежної сигналізації об'єктів ГЗП;
§ КВПіА насосної перекачки промвитоків;
§ прилади реєструючі всіх вимірювальних систем і звужуючих пристроїв ГРС;
§ система автоматичного пожежогасіння;
§ фізико-технічні вимірювальні прилади.
2.5.4 Вимірювальна хіміко-аналітична лабораторія
Завданням лабораторії є своєчасне виконання аналізів природного газу, авіаційного масла, фізико-хімічні показники, яких повинні відповідати технічним вимогам і нормам.
Персонал лабораторії складається з трьох чоловік: інженер по лабораторному контролю та два лаборанти (4 або 5-го розряду).
Крім акредитованих показників виконуються наступні аналізи: твердість котлової води, концентрація ДЕГу, виготовлення електроліту та ін.
2.5.5 Водопостачання та водовідведення
Водопостачання промплощадки Опарського ВУПЗГ здійснюється шляхом забору води із двох свердловин, що розташовані на території с. Опари. Вода насосами подається на промплощадку Опарського ВУПЗГ в резервуари господарсько-побутової та протипожежної води. По території управління вода подається насосами, розташованими в АНПУ.
Господарсько-побутові стоки Опарського ВУПЗГ подаються на очисні споруди розташовані за межами території промплощадки.
Теплопостачання здійснюється котельнею.
2.5.6 Газозбірний пункт
На ГЗП передбачаються наступні види контролю:
1. автоматичне і дистанційне керування запірною арматурою на “шлейфах”;
2. відділення рідини в сепараторах;
3. можливість заміру витрати газу і тиску при відборі та нагнітанні його в пласт. Обв'язка шлейфів передбачає можливість поступлення газу в СПЗГ без фіксації його витрати безпосередньо на ГЗП, по кожній свердловині окремо;
4. дистанційне управління насосами конденсату із блок-боксу операторної ГЗП, автоматичне ввімкнення резервного насоса при відключенні основного робочого;
5. відключення ГЗП ключем аварійного вимкнення, у випадку аварійних ситуацій, який знаходиться на щиті оператора ГЗП;
6. управління притічною та витяжною вентиляціями в блок-боксі оператора ГЗП і блок-боксі панелей розподілу інгібітору. Автоматичне ввімкнення резервного притічного або витяжного вентиляторів при відключенні робочого. Аналіз вмісту метану в повітрі блок-боксів, газосигналізаторами. У випадку перевищення вмісту метану понад ГДК (згідно регламенту для даного об'єкту), автоматичне ввімкнення аварійно-витяжної вентиляції.
2.5.7 Вузол підключення дожимної компресорної станції
На газопроводах, що сполучають компресорний цех з сховищем газу і магістральними газопроводами, передбачено ряд пристроїв, які забезпечують відключення компресорної станції і газозбірного пункту у випадку аварії на ДКС або ГЗП, із наступним стравленням газу в атмосферу. Керування здійснюється ключем аварійного вимкнення, розміщеним в приміщенні операторної диспетчера.
При аварійному відключення СПЗГ в режимах нагнітання і відбору газу, відключаючі пристрої передбачають: закриття запірної арматури на трубопроводі відбору (після закриття запірної арматури на вхідних газопроводах “шлейфів”), відкриття свіч із сторони газосховища.
При аварійному відключенні компресорної станції в режимах нагнітання та відбору газу відбувається закриття запірної арматури на підключенні КС до магістрального газопроводу, закриття засувок на підключенні КС до ГЗП при режимі нагнітання і кранів ? при режимі відбору газу, зупинка працюючих компресорних агрегатів, відкриття продувних свіч для стравлення газу із всієї системи газопроводів і обладнання СПЗГ в атмосферу.
3. Характеристика основних технологічних процесів на опарському ву пзг
3.1 Облік газу на Опарському ВУПЗГ
Вузол обліку на Опарському ВУПЗГ містить 5 замірних ліній, 4 з яких призначені для обліку газу, що надходить з магістрального газопроводу в період нагнітання, та при подачі газу в газопровід в період відбору, та 1 лінія призначена для обліку газу, що подається ГРС Дрогобич.
Облік газу здійснюється лічильниками „Суперфлоу”, які дають можливість визначити витрату газу по миттєвим значенням перепаду тиску - ДР, тиску - Р та температура - Т, а також об'єм газу по кожному газопроводу за певний період. Основна відносна похибка комплексу не перевищує ± 0,5% для окремих газопроводів при нормальних умовах:
температура навколишнього середовища 20 ± 5 оС;
атмосферний тиск 630 - 795 мм. рт. ст.;
перепад тиску газу в межах від 9 до 100% від верхньої межі вимірів;
температура газу від мінус 20 оС до 50 оС.
В приміщенні пункту заміру газу передбачається сигналізація аварійної концентрації метану (0,7 % по об'єму) за допомогою сигналізатора горючих газів СВК-ЗМІ. Передбачено автоматичне ввімкнення витяжної вентиляції при досягненні вказаної концентрації.
3.2 Характеристика процесу компримування газу
Компримування газу здійснюється газомотокомпресорами типу МК-8М, які призначені для стиску та перекачування природних і шляхових нафтових газів різного хімічного складу, які не містять агресивних домішок, в системі магістральних газопроводів, на газопереробних заводах, насосних компресорних станціях, для нагнітання газу в підземні сховища газу і інших об'єктах. Основні технічні характеристики газомотокомпресорів наведені в таблиці 3.1.
Будова МК?8 приведена на аркушах 2,3.
Таблиця 3.1 - Технічні характеристики газомотокомпресора типу
|
Технічний параметр |
Значення |
|
|
Тип двигуна |
Двохтактний, вертикальний, газовий, простої дії з газотурбінним наддувом |
|
|
Кількість циліндрів |
4 |
|
|
Хід поршня, мм |
485 |
|
|
Номінальна потужність, кВт |
2200 |
|
|
Максимальна потужність, кВт |
2420 |
|
|
Частота обертів колінчатого валу, об/хв. |
300 |
|
|
ККД |
37 |
|
|
Питома витрата масла, г/кВт.год. |
1,9 |
|
|
Кількість масла ф фундаментній рамі, кг |
1350 |
|
|
Температура масла на вході, оС |
48-60 |
|
|
Температура масла на виході, оС |
60-70 |
|
|
Максимальна частота обертів валу турбокомпресора, об/хв. |
14500 |
|
|
Витрата води на охолодження, м3/год. |
65 |
|
|
Подача природного газу, приведена до нормальних умов, м3/год. |
При нагнітанні: Від 69000 до 140000 При відборі: Від 60000 до 156000 |
|
|
Кількість ступенів стиску |
1 |
|
|
Температура газу на вході, оС |
0-15 |
|
|
Температура газу на виході, оС |
не більше 90 |
|
|
Абсолютний тиск газу на всмоктуванні, МПа |
При нагнітанні: 4,51 При відборі: 2,26-4,22 |
|
|
Абсолютний тиск газу на нагнітанні, МПа |
При нагнітанні:6,57-10,1 При відборі: 5,39 |
В компресорному цеху передбачається:
ь контроль тиску в колекторах повітря, пускового повітря КВПіА, води “гарячого” циклу в колекторах входу і виходу ГМК на щиті компресорного цеха.
ь контроль тиску газу на вході і виході із ГКМ з передачею даних на щит оператора компресорного цеха, а також дані дублюються манометрами, встановленими безпосередньо в машинному залі, біля агрегатів;
ь сигналізація відхилення тиску пускового повітря від заданого, повітря КВП, повітря автоматики, паливного газу, води “гарячого” циклу після насосів.
3.3 Характеристика процесу охолодження газу
Згідно параметрів експлуатації ПСГ, газ при нагнітанні повинен мати температуру в межах 32-35 оС, яка реєструється у вихідних колекторах установки АПО. У виняткових випадках дозволяється сягання температурою межі 40 оС. Як видно з технічних параметрів газомотокомпресорів, температура газу на виході з останніх сягає 90 оС. Фактично на виході із компресорного цеху газ має температуру 72-76 оС.
Для охолодження компримованого газу на Опарському ВУПЗГ передбачено 14 апаратів повітряного охолодження на КЦ 1, і 12 АПОГ на КЦ 2.Технічні параметри апаратів охолодження приведені в таблиці 3.2. Будова апарату повітряного охолодження приведена на аркуші 5.
Таблиця 3.2 - Технічні параметри апаратів охолодження газу
|
Технічний параметр |
Значення |
|
|
Поверхня теплообміну зовнішня, м2 |
7920 |
|
|
Поверхня теплообміну внутрішня, м2 |
370 |
|
|
Поверхня теплообміну по секціям зовнішня, м2 |
1980 |
|
|
Поверхня теплообміну по секціям внутрішня, м2 |
92,5 |
|
|
Кількість секцій в апараті |
4 |
|
|
Умовний тиск, МПа |
16,67 |
|
|
Максимальна робоча температура середовища, оС |
200 |
|
|
Кількість рядів труб |
6 |
|
|
Привід |
ВАСО 37-14-У1 |
|
|
Номінальна потужність, кВт |
37 |
|
|
Швидкість обертання, об/хв. |
422 |
|
|
Діаметр колеса вентилятора, мм |
2800 |
|
|
Кількість лопатей |
8 |
3.4 Характеристика процесу очистки газу
Як при поступленні із трубопроводу на ПСГ, так і при відборі газ спочатку проходить очистку від механічних домішок у пиловловлювачах. Пиловловлювач - це вертикальна посудина, розділена на чотири секції, які виконують різні функції в процесі очищення газу. Вони бувають масляні і циклонні. Оскільки масляні пиловловлювачі мають ряд недоліків, їх використовують рідше. На промплощадці Опарського ВУ ПЗГ встановлені циклонні пиловловлювачі.
Конструктивно циклонний пиловловлювач - це апарат вертикальної циліндричної форми з вбудованими циклонами і складається з трьох технологічних секцій: розподілення газу, що надійшов, очищення газу, збирання рідини та механічних домішок.
Неочищений газ надходить через боковий вхідний патрубок, до якого приварені п'ять циклонів, розташованих зіркоподібно по колу. Потік газу закручується, і за рахунок відцентрової сили проходить відкидання, осадження вологи і механічних домішок, які виводяться з аппарату через дринажний штуцер.
На УПППІГ (установка підготовки паливного, пускового,імпульсного газу) для очистки газу використовують два фільтри-сепаратори, що працюють почергово. Будова фільтра- сепаратораприведени на аркуші 4.
Фільтр-сепаратор складається з двох секцій: секції очищення від механічних домішок і секції вловлювання рідини, розділених перегородкою; має два дренажних патрубки, жорстко з'єднаних із конденсатозбірником. Конденсатозбірник розділений глухою перегородкою на два відсіки: для приймання рідини й механічних домішок, які потім виводяться через систему дринування.
Робота фільтра-сепаратора здійснюється такич чином: газ через вхідний патрубок і відбійний дашок надходить у фільтруючу секцію, де очищується від механічних домішок. Потім крізь перфоровані отвори в корпусі пільтруючих патронів газ надходить у другу секцію. У секції тумановідділювача волога, яка міститься в цьому газі у вигляді дрібного пилу, вловлюється сітчастими пакетами, коагулюється і стікає через дринажний патрубок у конденсатозбірник.
Для забезпечення стійкості роботи у зимовий час сепаратор обладнаний обігрівом нижньої частини аппарата, конденсатозбірника та його контрольно-вимірювальних приладів.
3.5 Характеристика процесу осушки газу
Установка осушки газу призначена для осушки природного газу від вологи на період відбору газу із сховища до точки роси мінус 5 оС при тиску 5,5 МПа у відповідності з ОСТ 51.40-83.
Процес осушки газу на установці проводиться методом абсорбції вологи (води) концентрованим диетиленгліколем (ДЕГом) в абсорберах.
Установка складається з:
§ блоків абсорберів ГП 365.04.01.000 - 8шт;
§ блоків регенерації ДЕГу ГП 457.01.00.000 - 2шт;
§ повітряних конденсаторів - 3шт;
§ дегазатора - 1шт;
§ ємності насиченого ДЕГу 1-25.0-3400-1.6-2-2-0 - 1шт;
а) Блок насоса ДЕГу Т2-10/100 -1шт;
Максимальна продуктивність установки 50 млн.м3 газу на добу при тиску 7,5 МПа.
Середня продуктивність установки 23 млн.м3 газу в добу.
За сезон відбору установка осушує 2300 млн.м3 газу.
Продуктивність одного блока регенерації ДЕГу - 10м3 ДЕГу за годину.
Принципова схема абсорбера показана на рисунку 3.1, де показані основні параметри, передбачені технологічним регламентом експлуатації установки осушки газу. Будова абсорбера зображена на аркуші 6.
В основу роботи установки осушки газу включений процес поглинання (абсорбції) з газу пари води рідким абсорбентом (висококонцентрованим диетиленгліколем) в масообмінному апараті (абсорбері).
Вологий газ з ГЗП після установки пилоочищення (фільтри-сепаратори) поступає в абсорбери К-1 - К-8. Вологий газ направляється нижню частину колони, де в скуберній секції проходить відділення крапельної вологи. Назустріч потоку газу в абсорбер подається розчин гліколю, який вводиться на верхню тарілку. Стікаючи по тарілках униз, розчин вилучає вологу з газу і, насичуючись, відводиться знизу колони на регенерацію. Осушений газ проходить верхню скуберну секцію, де відділяються краплі винесеного розчину, і надходить через верх колони в газопровід. Після стадії осушення природного газу гліколіз використовуються повторно, пройшовши процес регенераціїВ верхній частині абсорберів газ сепарується від диетиленгліколю (скруберні насадки). Осушений газ з абсорберів по газозбірному колектору поступає на замір і дальше або в компресорний цех і потім в магістральний газопровід, або зразу в магістральний газопровід. Параметри газу після осушки, та основні компоненти, що входять до його складу приведені в таблиці 3.4. Норми технологічного процесу осушки газу при різних режимах роботи Опарського ВУПЗГ приведені в таблиці 3.5.
Насичений розчин диетиленгліколю з глухої тарілки абсорбера дроселюється до тиску 0,5 МПа і поступає в ємність Е-1. Частково дегазований ДЕГ з ємності Е-1 поступає а блок БЛ-1 на регенерацію.
Блок регенерації складається з регенераційної колони, вогневого випарника, теплообмінника диетиленгліколю, трапу дегазації і ємності ДЕГу. Насичений розчин диетиленгліколю поступає в кожухотрубний теплообмінник, вмонтований в ємність регенерованого диетиленгліколю, дальше в трап дегазації для вивітрювання поглинутого вуглеводневого газу. З трапу через фільтр дегазований диетиленгліколь подається в випарну колону. Температура верху колони 80-100 оС підтримується подачею зрошування.
Температура низу колони підтримується парами ДЕГу, який поступає з випарника з температурою близько 160 оС. Нагрівання диетиленгліколю в випарнику здійснюється за рахунок тепла, що виділяється при спалюванні газу в камері згоряння.
З блоку регенерації регенерований диетиленгліколь поступає в блок БЛ-3, де встановлені насоси подачі диетиленгліколю, якими він подається в абсорбери.
Для кращого відпарювання води з ДЕГу в блок регенерації подається десорбційний газ, який циркулює по замкнутій системі. В якості десорбційного і паливного газу використовується частина осушеного газу, що транспортується.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 3.1 - Принципова схема абсорбера.
Пари верху відпарної колони, водяна пара і десорбційний газ охолоджуються в повітряному конденсаторі до температури близько 30 оС. При цьому водяна пара повністю конденсується. Газоконденсатна суміш забирається водокільцевим компресором, встановленим в блоці БЛ-2, подається в збірник, де проходить розділення суміші на газ і воду. Газ повертається в цикл, а частина води зливається в промканалізацію, інша частина подається в відпарну колону в якості зрошування.
Таблиця 3.3 - Усереднений хімічний склад газу при відборі (після осушки, % об'ємні)
|
Склад газу |
Склад газу після осушки |
|||
|
Проба №1 |
Проба №2 |
Проба №3 |
||
|
Компонентний склад |
||||
|
Метан СН4 |
98,6 |
98,86 |
97,76 |
|
|
Етан С2Н6 |
0,31 |
0,19 |
0,53 |
|
|
Пропан С3Н8 |
0,14 |
0,05 |
0,16 |
|
|
н-Бутан С4Н10 |
0,03 |
0,01 |
0,03 |
|
|
ізо-Бутан С4Н10 |
0,03 |
0,01 |
0,022 |
|
|
н-Пентан С6Н12 |
0,011 |
0,008 |
0,01 |
|
|
ізо-Пентан С6Н12 |
0,006 |
0,004 |
0,01 |
|
|
Гексан С6Н14 |
- |
- |
- |
|
|
Окис вуглецю СО2 |
0,018 |
0,016 |
0,038 |
|
|
Азот N2 |
0,86 |
0,85 |
1,45 |
|
|
Вміст сірки, млг./м3 |
- |
- |
||
|
Сірководень Н2S |
0,31 |
не визн. |
не визн. |
|
|
Меркаптани |
1,03 |
не визн. |
- |
|
|
Нижча теплотворна здатність, ккал/м3 |
7965 |
7936 |
||
|
Густина газу: |
||||
|
абсолютна, кг/м3 |
0,6808 |
0,6780 |
0,6822 |
|
|
відносна |
0,5650 |
0,5627 |
||
|
Температура точки роси приведена до умов Р=5,5 МПа по воді |
мінус 5,0 |
мінус 5,0 |
мінус 5,0 |
Схемою передбачається замкнутий водяний контур водокільцевого компресора.
Аналізуючи приведені дані по роботі системи осушки газу, можна зробити висновок, що при повному завантаженні системи ? 5млн.м3/добу на один абсорбер, не забезпечується температура точки роси газу, передбачена проектом ? мінус 50С.
Таблиця 3.4 - Максимальні робочі норми технологічного процесу осушки газу
|
Параметр |
Одиниця Вимірювання |
Режими роботи ПСГ |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||
|
Продуктивність |
млн.м3/за добу |
50 |
40 |
30 |
20 |
15 |
10 |
|
|
Тиск |
МПа |
7,5 |
6,0 |
5,0 |
4,0 |
3,4 |
3,0 |
|
|
Температура точки роси по волозі: |
||||||||
|
- газу з ПСГ |
оС |
15,0 |
15,0 |
15,0 |
14,5 |
14,0 |
13,0 |
|
|
- осушеного газу при даному тиску |
-//- |
мінус2 |
мінус4,4 |
мінус5,8 |
мінус7,8 |
мінус9,5 |
мінус10,7 |
|
|
Вологовміст газу: |
||||||||
|
- до осушки |
кг/1000м3 |
0,26 |
0,29 |
0,34 |
0,385 |
0,435 |
0,45 |
|
|
- після осушки |
-//- |
0,088 |
0,088 |
0,088 |
0,088 |
0,088 |
0,088 |
|
|
Кількість вологи, що виділяється: |
||||||||
|
- питома |
- |
0,172 |
0,202 |
0,252 |
0,297 |
0,347 |
0,362 |
|
|
- загальна |
кг/добу |
8600 |
8080 |
7560 |
5940 |
5205 |
3620 |
|
|
кг/год. |
358,3 |
336,7 |
315,0 |
247,5 |
216,9 |
150,8 |
||
|
Кількість ДЕГу в системі: |
||||||||
|
- регенерованого: |
кг/год. |
19150,9 |
17993,0 |
17843,8 |
14020,1 |
13066,7 |
9703,6 |
|
|
- насиченого |
кг/год. |
19509,2 |
18329,7 |
18158,8 |
14267,6 |
13283,6 |
9854,4 |
|
|
Концентрація ДЕГу: |
||||||||
|
- регенерованого: |
% |
98 |
||||||
|
- насиченого |
% |
96,2 |
96,2 |
96,3 |
96,3 |
96,4 |
96,5 |
|
|
Необхідна кількість абсорберів: |
||||||||
|
- по max. |
шт. |
11,23 |
9,3 |
7,5 |
5,83 |
4,69 |
3,39 |
|
|
- в роботі |
шт. |
12 |
10 |
8 |
6 |
5 |
4 |
|
|
Необхідна кількість блоків регенерації ДЕГу |
шт. |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
1 |
4. Розрахунок параметрів шлейфів ПІДЗЕМНОГО СХОВИЩА
4.1 Загальні відомості
Газозбірна мережа сховища запроектована за променевою схемою.
Від груп свердловин шлейфи радіально з відхиленнями за умовами місцевості до площадки ГЗП.
Загальна протяжність запроектованих шлейфів на ПСГ складає 20км. Шлейфи прокладаються пучками по декілька трубопроводів в одній траншеї.
Для первинної підготовки газу, який іде з свердловин, проектом передбачено ГЗП.
ГЗП складається з:
Вузлів відключаючих пристроїв для кожної свердловини;
Установки сепарації газу.
4.2 Формування вихідних даних
Вихідними даними буде набір свердловин з вказаними діаметрами та довжинами шлейфів які представлені в таблиці В.1 (див. Додаток С).
4.3 Розрахунок розподілу кількості газу по шлейфах
В процесі нагнітання газу в пласт компримований газ після установки охолодження потрапляє на ГЗП. Звідти він потрапляє в шлейфи, по яких рухається до свердловини. Яка кількість газу потрапляє в кожен шлейф залежить від його внутрішнього діаметра. Отже метою даного розрахунку є визначення розподілу кількості газу по шлейфах з різними значеннями внутрішнього діаметра.
Для визначення розподілу газу по шлейфах використаємо метод розрахунку за системою з двох рівнянь [7].
Збираємо значення внутрішніх діаметрів шлейфів і кількість шлейфів з однаковим внутрішнім діаметром і знаходимо еквівалентні діаметри для груп шлейфів за формулою 4.7.1 (таблиця 4.1).
, (4.7.1)
де dі - реальні діаметри шлейфів.
Таблиця 4.1 - Групи шлейфів в залежності від внутрішніх діаметрів
|
Група шлейфів |
Внутрішній діаметр, мм |
Кількість шлейфів в групі |
Еквівалентний діаметр, мм |
|
|
1 |
119 |
12 |
353,83 |
|
|
2 |
121 |
31 |
595,44 |
|
|
3 |
123 |
8 |
259,98 |
|
|
4 |
152 |
9 |
430,71 |
|
|
5 |
154 |
14 |
477,91 |
Шукаємо еквівалентні діаметри по групах 1-2 і 3-5:
мм
мм
Шукаємо розподіл газу по групах 1-2 і 3-5. Для даного розрахунку приймаємо що газ поступає на ГЗП в кількості Q=9 млн.м3/добу.
Складаємо систему з двох рівнянь:
. (4.7.2)
Звідки:
; (4.7.3)
. (4.7.4)
Маємо:
млн.м3/добу
млн.м3/добу
Перевірка за умовою правильності:
млн.м3/добу
Шукаємо розподіл газу по групах 1-2. Складаємо систему з двох рівнянь:
. (4.7.5)
Звідки:
; (4.7.6)
. (4.7.7)
Маємо:
млн.м3/добу
млн.м3/добу
Перевірка за умовою правильності млн.м3/добу
млн.м3/добу
Шукаємо розподіл газу по групах 3 і 4-5.
Еквівалентний діаметр для групи 4-5:
мм;
. (4.7.8)
Звідки:
; (4.7.9)
. (4.7.10)
млн.м3/добу
млн.м3/добу
Шукаємо розподіл газу по групах 4 і 5.
Складаємо систему з двох рівнянь:
. (4.7.11)
Звідки:
; (4.7.12)
. (4.7.13)
млн.м3/добу
млн.м3/добу
Визначаємо кількість газу яка потрапляє в кожний шлейф з певним діаметром за формулою:
, (4.7.14)
де qi - витрата газу в і-тій групі шлейфів;
ni - кількість шлейфів в і-тій групі.
Результати розрахунку заносимо в таблицю 4.2.
Таблиця 4.2 - Результати розрахунку розподілу витрат по шлейфах
|
Група шлейфів |
Внутрішній діаметр, мм |
Еквівалентний діаметр, мм |
Кіль-кість шлейфів в групі |
Продуктив-ність групи шлейфів, млн.м3/добу |
Продуктив-ність одного шлейфу, млн.м3/добу |
|
|
1 |
119 |
353,83 |
12 |
0.981 |
0.0577 |
|
|
2 |
121 |
595,44 |
31 |
3.798 |
0.0603 |
|
|
3 |
123 |
259,98 |
8 |
0.44 |
0.0629 |
|
|
4 |
152 |
430,71 |
9 |
1.636 |
0.1091 |
|
|
5 |
154 |
477,91 |
14 |
2.144 |
0.1129 |
4.4 Розрахунок параметрів свердловин при нагнітанні газу в пласт
Вихідними даними для даного розрахунку будуть результати розрахунків, наведені в пунктах 4.7.1 - 4.7.3, а також дані з додатку С.
Для даного розрахунку візьмемо свердловину № 109. Дані щодо даної свердловини на період 01.09.04р. і занесемо в таблицю 4.3.
За методикою, приведеною вище, шлейф свердловини № 109
віднесений до другої групи і витрата в шлейфі становить 0,0603 млн.м3/добу при загальній витраті ГЗП в 9 млн.м3/добу.
Шукаємо значення гирлового тиску за формулою:
, (4.7.15)
де РГЗП - тиск на вході в шлейф, ата;
q - витрата газу в шлейфі свердловини, q=0,0603 млн.м3/добу;
л - коефіцієнт тертя в шлейфі свердловини;
zСР - середнє значення коефіцієнту стисливості газу в шлейфі свердловини, zСР=0,9;
ТСР - середня температура в шлейфі свердловини, К;
L - довжина шлейфу свердловини, км;
d - внутрішній діаметр шлейфу свердловини, мм.
Таблиця 4.3 - Результати дослідження свердловини №109 Опарського ПСГ в сезон нагнітання газу 2011р.
|
Номер свердловини |
Внутрішній діаметр шлейфу, мм |
Довжина шлейфу, м |
Коефіцієнти фільтраційного опору |
Діаметр НКТ, мм |
Інтервал перфорації, м |
Відстань від вибою свердловини до середини інтервалу перфорації, м |
||
|
a, ата/(тис.м3/добу) |
b, ата/(тис.м3/добу) |
|||||||
|
109 |
121 |
1018 |
0.403 |
0,02827 |
114 |
1100-1064 |
1121 |
Дані по роботі компресорних цехів за цей період заносимо в таблицю 4.4.
Таблиця 4.4 - Режим роботи КС-1 Опарського ВУПЗГ на тестовий період.
|
Дата |
Тиск газу, кгс/см2 на виході КС |
Температура газу на виході ГЗП, ?С |
Об'єм перекачування, млн.м3 |
Пластовий тиск, кгс/см2 |
|
|
15.09 |
94,5 |
34 |
9,0 |
67,2 |
Виконуємо перше наближення для знаходження гирлового тиску [7]:
Обчислюємо число Рейнольдса за формулою:
, (4.7.16)
де Д - відносна густина газу, Д=0,575;
з - динамічна в'язкість газу, з=1,22?10-5Па•с.
Обчислюємо коефіцієнт тертя в шлейфі свердловини за формулою:
, (4.7.17)
де Ке - еквівалентна шорсткість труб, Ке=0,03.
Обчислюємо параметр al за формулою:
, (4.7.18)
де k - коефіцієнт теплопередачі, k=1,5;
Ср - ізобарна теплоємність газу, Ср=2350 Дж/(кг·К).
Обчислюємо температуру газу на гирлі свердловини за формулою:
, (4.7.19)
де tгр - температура ґрунту, tгр=285 К;
tгзп - температура на вході в шлейф, tгзп=34 ?С.
К.
Обчислюємо середнє значення температури:
. (4.7.20)
К.
Обчислюємо значення гирлового тиску:
ата.
Як видно з отриманого результату гирловий тиск практично не відрізняється від тиску на виході ГЗП. Це пов'язано з тим що витрата в шлейфі свердловини № 69 дуже мала.
Шукаємо тиск на вибої свердловини за формулою:
, (4.7.21)
де S - функція яка залежить від глибини свердловини (відстань від гирла до середини інтервалу перфорації);
л - коефіцієнт тертя свердловини;
Тср - середня температура газу в НКТ, К;
q - витрата газу в НКТ, тис.м3/добу;
dсв - діаметр НКТ, см.
Обчислюємо середню температуру:
К. (4.7.22)
Обчислюємо параметр S за формулою:
, (4.7.23)
де Н - глибина від вибою до середини інтервалу перфорації, м.
Обчислюємо число Рейнольдса:
Обчислюємо коефіцієнт гідравлічного опору:
Обчислюємо тиск на вибої свердловини:
ата.
Шукаємо пластовий тиск за формулою:
, (4.7.24)
де a і b - коефіцієнти фільтраційного опору свердловини, ата/(тис.м3/добу).
Після перетворень отримаємо:
ата.
Обчислюємо депресію тиску в привибійній зоні свердловини:
ата.
Депресія лежить в допустимих нормах.
5. Аналіз роботи КС- 1 Опарського ву пзГ
5.1 Аналітична характеристика поршневого компресора і компресорної станції
Споживана потужність і продуктивність ГПА визначаються по завантажувальних характеристиках, а при їх відсутності - шляхом розрахунку [1].
Об'ємну продуктивність при параметрах на вході в одноступінчатий поршневий компресор визначаємо по формулі:
, (5.1.1)
де Vh - робочий об'єм циліндра, м3;
n - частота обертання компресора, об/с;
г - коефіцієнт герметичності;
т - коефіцієнт температури;
ZH, ZК - відповідно коефіцієнти стисливості газу при умовах на вході і виході компресора, які визначаються залежно від тиску і температури;
с - сумарний відносний об'єм мертвого простору.
При роботі без регулятора продуктивності с=, де - відносний об'єм мертвого простору циліндра.
Робочий об'єм циліндра подвійної дії для компресора визначається за формулою:
, (5.1.2)
де і - кількість циліндрів компресора;
D - діаметр компресорного циліндра, м;
dш - діаметр штока компресорного циліндра, м;
S - хід поршня компресорного циліндра, м;
Споживану потужність поршневого ГПА визначаємо за формулою:
, (5.1.3)
де Ne - споживана потужність ГПА, кВт;
Cінд - коефіцієнт втрати індикаторної потужності за рахунок гідравлічного опору;
мех - механічний ККД компресора, мех=0,9…0,95;
Рвс - тиск на вході в компресор;
n - частота обертання, об/с;
k - показник адіабати.
Споживана потужність має бути в межах наявної фактичної потужності (), тобто , де - наявна фактична потужність ГПА, кВт.
Наявна потужність газомоторного приводу поршневого ГПА залежно від умов роботи визначається за формулою:
(5.1.4)
де - номінальна потужність ГПА, кВт;
Ра - абсолютний тиск атмосферного повітря в районі розташування КС, мм.рт.ст.;
Рs - парціальний тиск водяних парів, мм.рт.ст., визначається залежно від відносної вологості і температури повітря на вході двигуна;
tз - температура повітря на вході в ГПА.
5.2 Розрахункові параметри роботи компресорної станції з поршневими ГПА
Вихідними даними для визначення розрахункових параметри роботи компресорної станції з поршневими ГПА. є:
§ тип ГПА - ;
§ наявна потужність - =3000 кВт;
§ кількість циліндрів компресора і=4 шт.;
§ діаметр компресорного циліндра D=0,435 м;
§ діаметр штока компресорного циліндра dш=0,1 м;
§ хід поршня компресорного циліндра, S=0,435 м;
§ частота обертання 300 об/хв;
§ ККД приводу =0,36.
Інші дані по режимах роботи компресорного цеху №1 за період закачування газу в сховище 2011 року приведено в таблиці В.1 (див. Додаток В).
Визначимо робочий об'єм циліндра:
м3. (5.2.1)
Визначимо об'єм мертвого простору, який зазвичай вказується в паспорті машини або визначається за формулою:
, (5.2.2)
де - зазор між циліндром і поршнем по торці який приймається в межах:
- зі сторони кришки:
; (5.2.3)
- зі сторони кривошипу:
. (5.2.4)
Маємо:
мм;
мм;
Отже:
м3.
Визначимо відносну величину шкідливого простору за формулою:
, (5.2.5)
де Fn - площа робочої поверхні поршня.
.
Визначимо коефіцієнти стисливості газу на вході і виході компресора за формулою:
. (5.2.6)
При умовах входу маємо:
.
При умовах виходу:
.
Об'ємну продуктивність при параметрах на вході в одноступеневий поршневий компресор визначаємо по формулі:
м3/с.
Споживану потужність поршневого ГПА визначаємо за формулою:
Ne=3943,5 кВт.
Наявна потужність газомоторного приводу поршневого ГПА залежно від умов роботи визначається за формулою:
кВт
Оскільки умова не виконується то приймаємо відповідно до вимог кВт.
Розрахунок режиму роботи Опарського ВУПЗГ за період закачування 2011 року (з 14 липня по 30 вересня) виконано за допомогою програми, розробленої з допомогою редактора електронних таблиць Excel 2003. Дана програма дає можливість визначити коефіцієнти стискування компримованого газу, фактичний ступінь стиску, фактичну подачу одного газомотокомпресора, визначає робочий об'єм циліндрів, наявну потужність газомоторного приводу, відносний мертвий простір в циліндрах, фактичну продуктивність ГПА і споживану потужність поршневого ГПА. Результати розрахунку приведено в таблиці В.2 .(див. Додаток В)
Провівши аналіз результатів розрахунку можемо сказати, що споживана потужність ГПА є більшою за наявну потужність газомоторного приводу. Отже, необхідно виконати регулювання споживаної потужності газомотокомпресора. Одним із шляхів такого регулювання є відключення задніх порожнин циліндрів. Згідно з технологічним регламентом підприємства Опарського виробничого управління підземного зберігання газу серед можливих варіантів відключення вибираємо такий варіант при якому споживана потужність буде задовільняти умови роботи газомотокомпресора. Характеристики різних варіантів завантаження ГМК показані на листі 7. Таким варіантом є варіант при якому є відключеними задні порожнини двох циліндрів. Отже виконаємо перерахунок з врахуванням даної поправки. Результати розрахунку зведемо в таблицю В.3 (див. Додаток В).
5.3 Розрахунок режимів роботи КС
Згідно з формулою коефіцієнт стисливості газу при умовах входу дорівнює:
.
Визначимо густину газу за умов всмоктування, виходячи із рівняння Менделєєва-Клапейрона.
, (5.3.1)
кг/м3.
Визначимо витрату газу за умов всмоктування:
, (5.3.2)
м3/сек..
Визначимо витрату 1 ГПА:
, (5.3.3)
де r - кількість паралельно працюючих ГПА.
м3/сек.
Визначимо ступінь стиску:
, (5.3.4)
.
Визначимо теоретичну температуру на виході з КС за формулою:
, (5.3.5)
К.
В таблиці В.1 (див. Додаток В) приведено дні для розрахунку теоретичної температури на виході КС за період закачування 2010 року.
5.4 Розрахунок роботи поршневого компресора
Аналіз завантажувальних кривих, які зняті з працюючих компресорів свідчить про те, що існує деяка відмінність від завантажувальних кривих роботи реального компресора, дивись аркуш 7.
Дійсна продуктивність поршневого компресора одинарної дії визначається як:
, (5.4.1)
де Qт - теоретична об'ємна продуктивність, яка рівна геометричному об'єму, який описує поршень;
о - об'ємний коефіцієнт корисної дії компресора.
Для поршневих компресорів [2], о називається коефіцієнтом подачі і позначається . Таким чином коефіцієнт враховує вплив різних факторів, які приводять до пониження продуктивності компресора і є комплексом наступних коефіцієнтів:
, (5.4.2)
де р - коефіцієнт тиску;
о - об'ємний коефіцієнт;
г - коефіцієнт герметичності;
т - коефіцієнт підігріву.
Коефіцієнт тиску р враховує зниження продуктивності компресора за рахунок зменшення тиску в порожнині циліндра в момент всмоктування в порівнянні з тиском на всмоктуючому патрубку, внаслідок чого
, (5.4.3)
де - тиск в порожнині циліндра в момент всмоктування;
- тиск на всмоктуючому патрубку;
р - перепад тиску у всмоктуючому клапані і каналах клапанної коробки, як наслідок гідравлічних опорів:
, (5.4.4)
де - коефіцієнт опору клапана і каналів клапанної коробки.
Оскільки в процесі руху поршня величина швидкості газу змінюється, тобто величина р є змінною, то наближено вона знаходиться із співвідношення
, (5.4.5)
де 1 - коефіцієнт пропорційності між р і р, величина якого змінюється від 0,05 до 0,1.
Коефіцієнт тиску р в цьому випадку може бути приблизно визначено по формулі:
. (5.4.6)
Таким чином р=0,950,90. Для даного розрахунку приймаємо р=0,925.
Об'ємний коефіцієнт о враховує зниження продуктивності компресора за рахунок величини “мертвого” простору. Даний коефіцієнт рівний:
, (5.4.7)
але
, (5.4.8)
де Vр - робочий об'єм газу, який заповнює циліндр при параметрах, які рівні параметрам кінця всмоктування;
Vт - геометричний (теоретичний) об'єм, який описує поршень;
Vо - об'єм “мертвого” простору
V4 - об'єм до якого розширюється газ в циліндрі на момент закінчення нагнітання.
В момент закінчення нагнітання в компресорі залишається деякий об'єм газу, який стиснутий до певного тиску, і який розширюється та займає об'єм V4 з тиском Р1.
Об'ємний коефіцієнт є величиною яка визначає економічність роботи компресора. На рисунку 5.1 приведена залежність о=) при постійному показнику політропи, який рівний 1,3, для різних значень відносної величини мертвого простору.
Об'ємний коефіцієнт можемо знайти ще за формулою:
, (5.4.9)
де - відношення тисків:
. (5.4.10)
Аналіз рисунку 5.1 дає можливість зробити висновок, що величина мертвого простору здійснює великий вплив на значення об'ємного коефіцієнта. У зв'язку з цим при конструюванні нових компресорів необхідно прагнути до максимального збільшення об'ємного коефіцієнта в першу чергу за рахунок зменшення об'єму шкідливого простору, тобто Vо. Це досягається найбільш раціональним розташуванням робочих клапанів, визначенням їх мінімальної кількості і так далі. В сучасних компресорах значення величини мертвого простору знаходиться в межах від 0,02 до 0,1.
Рисунок 5.1 - Графік залежності ?о =?(?)
Величина мертвого простору має більше значення для компресорів високого тиску (а=0,080,12), ніж для циліндрів низького тиску (а=0,020,08)
Отже згідно з формулами (5.4.9) та (5.4.10) визначимо об'ємний коефіцієнт:
;
.
Таким чином 0,949.
Коефіцієнт герметичності г враховує зниження продуктивності поршневих компресорів за рахунок витоків в зазорах із області нагнітання в область всмоктування або атмосферу.
Витоки газу в зазорах між циліндром і поршневими кільцями компресорів відбувається внаслідок негерметичності через сальники компресорів і нещільностями в робочих клапанах, а також внаслідок запізнення їх закриття.
Коефіцієнт негерметичності визначається відношенням:
, (5.4.11)
де Q1 - об'єм газу, який видає компресор в мережу нагнітання, перерахований на умови всмоктування;
Qв - об'єм газу який всмоктується компресором.
Коефіцієнт г залежить від стану компресора, відношення тисків , розміру зазорів та їх форми.
Для визначення значення г може бути використана формула С.Е. Захаренко:
, (5.4.12)
де А - коефіцієнт який залежить від стану і конструкції машини (А=0,41);
D - діаметр циліндра;
n - частота обертання вала;
- відношення середнього тиску нагнітання до середнього тиску на всмоктуванні:
. (5.4.13)
Орієнтовно г=0,950,98. Для даного розрахунку приймаємо г=0,965.
Коефіцієнт підігріву т враховує зниження дійсної продуктивності компресора в порівнянні з теоретичною за рахунок зменшення питомого об'єму газу внаслідок підігріву його в циліндрі в процесі всмоктування.
Підвищення температури газу в процесі всмоктування відбувається за рахунок теплообміну, а також в результаті наявності гідравлічних опорів. Енергія, затрачена на подолання цих опорів, перетворюється в теплову.
Необхідно зазначити, що підвищення температури за рахунок тепла, яке виділяється внаслідок подолання гідравлічних опорів складає 3-10 оС в ступенях низького тиску і 1-3 оС - в ступенях високого тиску.
Величина т орієнтовно рівна:
, (5.4.14)
де Твс - температура газу на початку процесу всмоктування, К;
Т1 - температура газу в кінці процесу всмоктування, К.
Значення т залежить від відношення тиску . На рисунку 5.2 приведена графічна залежність т=(. Верхня межа відноситься до високопродуктивних компресорів з добрим охолодженням циліндрів, нижня - до малопродуктивних компресорів, тихохідних, з поганим охолодженням циліндрів (наприклад повітряним охолодженням). С.Е. Захаренко рекомендує емпіричну формулу для визначення температурного коефіцієнта:
. (5.4.15)
Дана формула може бути використана для розрахунку компресорів з 5, і які мають добре охолодження.
На зменшення продуктивності компресорів здійснює вплив вміст в газі парів води. Стиснення вологого газу і наступне за ним охолодження в проміжних холодильниках (багатоступеневі компресори), або в кінцевому холодильнику (деякі одноступеневі і багатоступеневі компресори) викликають конденсацію парів води. При стисненні вуглеводневих газів може спостерігатись конденсація висококиплячих компонентів газу. Це приводить до зменшення об'ємів газу, який нагнітається компресором в напірну лінію у порівнянні з об'ємами газу, які поступають в компресор.
Зниження продуктивності компресора за рахунок конденсації вологи або важких компонентів які входять в склад газу може бути значним.
Якщо при компримуванні газу спостерігається випадання тільки капель води (наприклад, при компримуванні повітря, а також природних газів з високим вмістом легких компонентів), то зниження продуктивності оцінюється коефіцієнтом виділення вологи який визначається за наступною формулою
, (5.4.16)
де Рвс1 та Рвсі - тиск всмоктування на 1-шій та і-тій ступені;
- відносна вологість газу який поступає в компресор;
РН.п1 та РН.пі - тиск насичених водяних парів при температурах газу на всмоктуванні на 1-шій та і-тій ступені.
У випадку врахування зниження продуктивності за рахунок конденсації вологи, наприклад при розрахунках, які вимагають дуже точного значення кількості газу, який подається в мережу, коефіцієнт подачі компресора становить:
. (5.4.17)
Отже визначимо об'ємний коефіцієнт корисної дії компресора:
.
Продуктивність компресора буде рівна:
.
5.4.1 Індикаторна робота поршневого компресора і його індикаторна потужність
Дійсна робота компресора визначається за індикаторною діаграмою, яка знімається з діючого компресора або будується на основі розрахунку для компресорів, що проектуються.
Індикаторна діаграма враховує всі особливості циклу його роботи, які впливають на тиск і об'єм.
Величину роботи яка затрачена в циклі, знаходять по знятій з діючого компресора індикаторній діаграмі, виходячи із співвідношення:
, (5.4.18)
де Lном - номінальна індикаторна робота, яка затрачена в циклі і рівна добутку площі, обмеженої кривими процесів в циклі, на масштаб роботи;
Lвс - додаткова кількість роботи, яка затрачена в циклі на подолання гідравлічних опорів в процесі всмоктування і нагнітання.
Індикаторною потужністю називається величина, яка визначається із співвідношення:
, (5.4.19)
де - період циклу компресора.
Кількість роботи, яка затрачена в циклі, визначається планіметруванням індикаторних діаграм. Індикаторна діаграма дає можливість судити не тільки про реальні затрати потужності на здійснення процесу роботи компресора, але і про несправності в його роботі. Крім цього з розглядуваних індикаторних діаграм випливає, що по своїй суті затрати потужності розширення газу, який міститься в мертвому просторі, корисні, так як повертає частину енергії, яка затрачена в циклі роботи компресора.
У випадку рівності між показниками політропи стиску і розширення і частини енергії, яка затрачується на подолання опору клапанів, роботи процесів стиснення і розширення рівні. В цьому випадку робота розширення компенсує роботу стиснення.
Для багатоциліндрових одноступеневих і багатоступеневих компресорів індикаторна потужність компресора становить:
. (5.4.20)
Споживана компресором потужність (на валу) включає також потужність, яка затрачена на подолання тертя, внаслідок чого:
, (5.4.21)
де ТР - потужність, яка затрачується як на тертя так і на привід насосів системи мащення компресора. В результаті механічний коефіцієнт корисної дії, який визначає механічні затрати потужності визначається як:
. (5.4.22)
Значення М для поршневих компресорів знаходиться в межах від 0,80 до 0,95, що свідчить про значні затрати потужності на механічне тертя і привід допоміжних механізмів. Для визначення досконалості процесу стиснення газів, який протікає в компресорі, введено поняття ізотермічного і адіабатного коефіцієнта корисної дії, під яким розуміють відношення потужності ідеального компресора (який працює по ізотермічному або адіабатичному циклу) до потужності реального компресора. В такому випадку при n<k ізотермічний ККД:
, (5.4.23)
при nk (для неохолоджуваних компресорів) адіабатний ККД:
, (5.4.24)
де Nіз, Nад - потужності, які затрачуються в ізотермічному і адіабатному циклах стиснення, які визначаються за формулами:
, (5.4.25)
. (5.4.26)
Для політропного процесу маємо:
. (5.4.27))
Формулу (5.4.23) змінюємо наступним чином:
, (4.5.28)
де - ізотермічний індикаторний коефіцієнт корисної дії;
- механічний ККД, який визначається за формулою (5.4.22).
Комплекс - коефіцієнт потужності.
Тоді ізотермічний ККД:
, (5.4.29)
адіабатний ККД:
. (5.4.30)
5.4.2 Розрахунок параметрів компримованого газу з використанням завантажувальних кривих
Метою даного розрахунку є розробка діаграм завантаження двигуна і продуктивності газомотокомпресора МК-8 на режими тиску всмоктування і нагнітання при закачуванні і відборі, з врахуванням відмінностей, від вказаних в технічних умовах на постачання.
Розрахунок виконаний для режимів роботи газомотокомпресора при закачуванні в сховище на абсолютний тиск всмоктування 56-76 кгс/см2, нагнітанні 66-101 кгс/см2 при температурі газу на всмоктуванні 20-40 оС і при відборі на абсолютний тиск всмоктування 26-56 кгс/см2, нагнітанні 51-76 кгс/см2 при температурі газу на всмоктуванні 5-20 оС.
З метою уникнення перевантажень двигуна газомотокомпресора в режимі закачування газу в сховище діаграми потужності і продуктивності виконані при невідключених і відключених задніх порожнинах (сторона кришки) одного, двох, трьох, чотирьох компресорних циліндрів. Аналогічно виконаний розрахунок і для режиму відбору газу.
У відповідності з діаграмами, відключення порожнин здійснюється шляхом демонтажу двох всмоктуючих клапанів із порожнини, що відключається. Вихідними даними для аналізу завантажувальних кривих є дані, наведені в додатку А, а також дані приведені в таблиці 5.1.
Визначимо показник адіабати компримованого газу за формулою:
, (5.4.31)
.
Визначимо середньокритичний тиск компримованого газу за формулою:
, (5.4.32)
Таблиця 5.1 - Вихідні дані для розрахунку параметрів компримованого газу
|
Компонентний склад |
Молекулярна маса компонента, кг/кмоль |
Показник адіабати компонента |
Критичні параметри компонентів |
||
|
Тиск, кгс/см2 |
Температура, К |
||||
|
метан СН4 |
16,043 |
1,314 |
47,22 |
190,9 |
|
|
етан С2Н6 |
30,070 |
1,202 |
49,80 |
305,3 |
|
|
пропан С3Н8 |
44,097 |
1,138 |
43,40 |
365,8 |
|
|
бутан С4Н10 |
58,124 |
1,097 |
38,70 |
425,0 |
|
|
ізо-пентан С5Н12 |
72,151 |
1,097 |
38,70 |
407,0 |
|
|
окис вуглецю СО2 |
44,011 |
1,301 |
75,28 |
304,3 |
|
|
азот N2 |
28,016 |
1,402 |
34,60 |
126,0 |
Таблиця 5.2 - Вихідні дані для розрахунку компримованого газу
|
Компонентний склад |
Склад на ГЗП при відборі |
Склад газу з газопроводів |
||
|
1 |
2 |
|||
|
метан СН4 |
97,76 |
98,6 |
98,86 |
|
|
етан С2Н6 |
0,53 |
0,31 |
0,19 |
|
|
пропан С3Н8 |
0,16 |
0,14 |
0,05 |
|
|
бутан С4Н10 |
0,03 |
0,03 |
0,01 |
|
|
ізо-пентан С5 Н12 |
0,01 |
0,011 |
0,008 |
|
|
окис вуглецю СО2 |
0,03 |
Подобные документы
Витікання газу і пари. Залежність витрати, швидкості і питомого об’єму газу при витіканні від відношення тисків. Дроселювання газу при проходженні через діафрагму. Перший закон термодинаміки для потоку. Процес адіабатного витікання ідеального газу.
реферат [315,9 K], добавлен 12.08.2013Витрата реального газу при стандартних умовах. Урахування коефіцієнта стискуваності. Густина реального газу з урахуванням коефіцієнта стиснення. Парціальний тиск кожного компонента газової суміші. Перетворення масової кількості водяної пари в об’ємну.
контрольная работа [155,7 K], добавлен 22.12.2010Аналіз особливостей різних розділів фізики на природу газу й рідини. Основні розділи гідроаеромеханіки. Закони механіки суцільного середовища. Закон збереження імпульсу, збереження енергії. Гідростатика - рівновага рідин і газів. Гравітаційне моделювання.
курсовая работа [56,9 K], добавлен 22.11.2010Хімічний склад, властивості і фізичні характеристики природного газу. Методи вимірювання витрати і огляд електромагнітних лічильників. Проектування витратоміра з тепловими мітками. Його розрахунок, функціональна та структурна схеми, математична модель.
курсовая работа [567,7 K], добавлен 15.03.2015Характеристика альтернативних джерел енергії, до яких належать сонячна, вітрова, геотермальна, енергія хвиль та припливів, гідроенергія, енергія біомаси, газу з органічних відходів та газу каналізаційно-очисних станцій. Вторинні енергетичні ресурси.
презентация [3,6 M], добавлен 14.11.2014Характеристика і властивості природного газу. Витратоміри з тепловими мітками. Аналіз можливостей застосування комп’ютерного моделювання при проектуванні ВПВ з тепловими мітками. Огляд існуючих лічильників природного газу. Метод змінного перепаду тиску.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 01.06.2015Гідравлічний розрахунок газопроводу високого тиску, димового тракту та димової труби. Визначення тиску газу перед пальником. Розрахунок витікання природного газу високого тиску через сопло Лаваля. Розрахунок витікання повітря через щілинне сопло.
курсовая работа [429,8 K], добавлен 05.01.2014Енергозбереження як пріоритет загальнонаціональної політики України з врахуванням відсутності запасів нафти, газу, ядерного палива. Зниження залежності національної економіки від зовнішнього енергопостачання і позиціонування країни на міжнародних ринках.
статья [16,2 K], добавлен 09.05.2011Призначення, конструкція та принцип дії компресорної станції. Обґрунтування вибору роду струму, величин напруг та електроприводу. Розрахунок потужності електродвигуна приводу компресора, силового трансформатора. Вибір апаратури керування та захисту.
курсовая работа [325,9 K], добавлен 22.05.2014Генеруючи потужності України, зруйновані під час бойових дій. Стан порушених ТЕЦ. Розподіл операційної потужності об’єктів електрогенерації. Вартість газу, нафти, вугілля та електроенергії за останній час. Контекст та цілі плану відновлення України.
презентация [3,5 M], добавлен 15.12.2022
