Расчет количества пылеуловителей для установки очистки газа - Строительство головной компрессорной станции на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении

Плотность газа при рабочих условиях

,

Где Рн, Рвх -- соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление, МПа, Рн = 0,1013Мпа, Рвх = Рк = 5,5МПа;

Тн, Твх -- соответственно нормальная температура и рабочая, К, Тн = 273К, Твх = Тк= 289,55К;

Z -- коэффициент сжимаемости, z = 0,898;

?н -- плотность газа в нормальных условиях, кг/м3

Перепад давления в сепараторе согласно рекомендациям принимают равным 0,28 * 105 Па.

Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента

Где ? -- коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 30.

Объем газа, проходящего через один циклонный элемент

Где d -- диаметр корпуса циклонного элемента, равный 0,052 м.

Общий расход газа через один пылеуловитель

Где n -- число циклонных элементов, n = 100.

Секундный расход газа

Где q -- суточная производительность газопровода, м3/сут;

Рст -- давление при стандартных условиях, равное 0,1013 МПа;

Тст -- температура при стандартных условиях, равная 293 К.

Расчетное число циклонных пылеуловителей

Округляя, получим n0 = 6. С учетом резерва устанавливаем число пылеуловителей nуст = 7.

Компримирование газа

На основании предварительных данных проекта разработки сеноманской залежи на объем добычи газа 115 млрд. м3/год и с учетом потерь давления во внутрипромысловых коллекторах давление газа на входе ГКС составит 6,7 - 4,45 МПа. Максимальная производительность ГКС, которая согласно коэффициентам сезонной неравномерности приходится на 1 квартал, составит 392,2 млн. м3/сут. По 130,73 млн. м3/сут. на каждый цех.

Для компримирования газа на ГКС в третьем и втором компрессорном цехе устанавливаются по шесть газоперекачивающих агрегатов мощностью 16 МВт в блочно-контейнерном исполнении и по одному газоперекачивающему агрегату мощностью 25 МВт в легкосборном укрытии ангарного типа (шесть рабочих и один резервный). В третьем цехе устанавливается семь газоперекачивающих агрегатов мощностью 16 МВт в блочно-контейнерном исполнении (шесть рабочих и один резервный). Всего на ГКС к установке потребуется 21 агрегат (18 рабочих и 3 резервных).

К установке предлагаются газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 и 25 МВт, предназначенные для транспортирования природного газа.

В качестве силового привода компрессора применена газотурбинная установка типа ГТУ-16 и ГТУ-25П соответственно с газотурбинным двигателем ДГ90Л2.1 и ПС-90ГП-2 (на базе высокоэффективного авиационного двигателя ПС-90).

В конструкции компрессора применен магнитный подвес. Система управления должна располагаться в блоке управления. Компрессор оснащен сухими газодинамическими уплотнениями. Система уплотнений компрессора состоит из собственно уплотнительных узлов и панели контроля и управления в комплекте с трубной обвязкой.

ГПА поставляются в климатическом исполнении УХЛ (ХЛ) и имеют возможность эксплуатироваться при температуре минус 60°С до плюс 45°С.

Оборудование ГПА выполнено в виде блочных конструкций. Блоки обеспечивают возможность их транспортировки железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом. Максимальный вес блока не более 60 т. Упаковка и консервация блоков и оборудования обеспечивают их сохранность в течении двух лет со дня отгрузки изготовителем. допускается хранение блоков (кроме элементов САУ) на открытой площадке. Блоки обеспечиваются специальными приспособлениями, необходимыми для разгрузки и перегрузки.

Время запуска ГПА -- не более 20 мин без учета предпусковой подготовки.

Конструкция ГПА обеспечивает его пуск и остановку при любом, в том числе полном рабочем давлении в контуре нагнетателя.

Предусмотрена возможность использования агрегата для опрессовки газопровода с превышением номинального давления за нагнетателем на 15%. Суммарная продолжительность работы при опрессовке до 200 ч/год.

Конструкция ГПА допускает понижение температуры внутри блоков на неработающем агрегате до температуры окружающей среды.

Охлаждение масла -- воздушное.

Конструкция системы "силовая турбина - трансмиссия (промвал) - ротор нагнетателя" и ее упруго-демпферных опор должны обеспечивать отстройку критических скоростей вращения от рабочего диапазона не менее 25 %.

Снижение мощности и к. п.д. ГТУ по сравнению с номиналом за межремонтный период соответственно не более 4 % и 2 % (отн.), а к. п.д. нагнетателя -- 1%.

Согласование номинальных (расчетных) параметров ГТУ и нагнетателя, как правило, удовлетворяет следующим условиям (СТО Газпром 2-3.5-051-06):

    - состав природного газа, входное и выходное давление (отношение давлений), температура газа на входе нагнетателя - в соответствии с заданием - частота вращения нагнетателя - 95-97,5 % частоты вращения силовой турбины ГТУ - к. п.д. нагнетателя - в районе оптимума на его характеристике - потребляемая мощность нагнетателя - 90-95 % мощности ГТУ - производительность нагнетателя (коммерческая и объемная) - по расчету при указанных условиях.

Охлаждение газа.

После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения.

Установка охлаждения газа предназначена для охлаждения газа до температуры не выше 40°С после его компримирования в ГПА.

К установке в проекте приняты аппараты воздушного охлаждения газа типа АВГ-85МГ, предназначенные для охлаждения газообразных сред.

Количество АВО газа на КС определено исходя из оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа превышающей 10-15°С расчетную среднегодовую температуру наружного воздуха с учетом 10% запаса площади поверхности.

Аппараты предназначены для работы в макроклиматических районах со средней температурой воздуха самой холодной пятидневки не ниже 55°С, с сейсмичностью до 7 баллов (СНиП П-7), скоростным напором ветра по IV географическому району (СНиП 2.01.07) и давлением до 8,0 МПа (80 кгс/см2).

Аппараты изготавливаются одинарными и стыкуемыми.

Аппараты комплектуются:

    - передвижной площадкой обслуживания - тележкой для выкатки электродвигателя - приспособлением для съема колеса вентилятора

Расчетная температура газа на входе в АВО принята исходя из работы агрегатов на степень сжатия 1.7, 44 °С - зимой и 55 °С -- летом.

Подключение секций АВО принято по параллельной схеме работы, обвязка АВО коллекторная.

Похожие статьи




Расчет количества пылеуловителей для установки очистки газа - Строительство головной компрессорной станции на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении

Предыдущая | Следующая