Вступ

Компресорна станція (рос.компрессорная станция,англ.compressor station) – станція для одержання ступеня стисненняприродного газу.

Існують два види компресорних станцій: - КС, обладнані газомоторними поршневими компресорами (ГМК); - КС, обладнані відцентровими нагнітачами (ВН) з приводом від газотурбінних двигунів (ГТД)абоелектродвигунів;

Компресорна станція у свій склад включає:

• блок очистки і підготовки газу, що встановлюється на вході в КС;

• газоперекачувальні агрегати (ГПА), в яких відбувається збільшення

тиску газу до величин, які визначаються міцністю труб і устаткування;

• блок охолодження газу;

Компресорні станції з поршневими газоперекачувальними агрегатами (ГПА) забезпечують високий ступінь стиснення газу завдяки чому їх широко застосовують на станціях підземного зберігання газу (ПЗГ).

Компресорні станції з газотурбінним приводом завдяки більшій продуктивності перекачування газу та вищого ККДвстановлені на переважній більшості КС (на сьогоднішній день вУкраїніпроводиться заміна ГМК на ГТД і на деяких станціях підземного зберігання газу. При цьому ГПА встановлюються послідовно один за одним для збільшення ступеня стиснення газу).

Основні показники режиму роботи КС це: тиск газу на вході і виході, пропускна здатність КС. Параметри роботи КС визначаються режимом газотранспортної системи.

Компресорні станції, які приймають газ безпосередньо від джерела газопостачання (промислів), називаються головними компресорними (ГКС), а ті, які знаходяться вздовж газопроводу – проміжними компресорними станціями (ПКС).

Головна компресорна станція полягає в тому, що окрім компресорних установок, які призначені для компримування газу, мають місце ряд установок та вузлів для прийому газу від промислів і підготовки його для транспортування по трубопроводах, в тому числі до допоміжного устаткування входять: ємності для стислого газу, газозбірники, водозабезпечуючі, повітрозабірні і охолоджувальні установки, мережі інженерних комунікацій, трансформаторні підстанці, а також побутові приміщення для тих, що працюють.

Проміжні компресорні станції не мають установок для прийому газу від промислів і підготовки його для подальшого транспортування. На ПКС мають місце лише пиловловлювачі, які забезпечують безпечну роботу нагнітачів (газових компресорів).

Основна споруда головних і проміжних компресорних станцій – компресорний цех, в якому знаходяться компресорні установки. В компресорних цехах газ готують для подальшого транспортування і створюють необхідний тиск (компримують). Повний цикл компримування здійснюють в декількох (або в одному) компресорах, які з’єднані послідовно або паралельно. Компримування газу проводиться за допомогою відцентрових і поршневих нагнітачів.

Будівництво компресорних станцій, котрі являються важливими наземними об’єктами магістральних трубопроводів, відрізняються великою трудомісткістю, необхідністю виконання різних по об’єму і характеру будівельних, монтажних і спеціальних будівельних робіт в різних природньо-кліматичних зонах. Своєчасний ввід в роботу і швидке отримання проектної пропускної здатності магістральних газопроводів в значній мірі залежать від своєчасної здачі в експлуатацію компресорних станцій.

1 Розрахунок фізичних властивостей газу

Згідно завдання родовище газу Кегичевське

Таблиця 1.1 – Склад газу

Газ	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
%	93,2	3,3	1,4	0,25	0,18	0,6	1,3

Молекулярну масу суміші газів знаходимо за формулою

, (1.1)

де М_і- молекулярна маса і-того компонента;

y_і - концентрація і-того компонента в суміші.

Густина газу

, (1.2)

де 22,4 - об’єм одного кіломоля газу,

.

Відносна густина газу до повітря

, (1.3)

де 1,293 - густина повітря при нормальних умовах (тиск 101325 Па, температура 273 К),

.

Для визначення теплоємності газової суміші необхідно знати масові частки компонентів, які через об’ємні знаходяться за формулою

, (1.4)

; ;

;

;

; ;

Результати розрахунків зводимо в таблицю 1.3

Таблиця 1.3- Склад газу

Компонент	Долі
	об’ємні	Масові
Метан Етан Пропан Бутан Пентан Вуглекислий газ Азот	0,932 0,033 0,014 0,025 0,018 0,006 0,013	0,75 0,05 0,031 0,0729 0,0651 0,0132 0,017

Теплоємність суміші газів вираховується за формулою

, (1.5)

де С_рі - теплоємність кожного компоненту суміші;

Теплота згорання газу знаходиться за формулою

, (1.6)

деq_i- теплота згорання кожного компоненту суміші;

або

.

Коефіцієнт динамічної в’язкості визначається за формулою

, (1.7)

де - коефіцієнт динамічної в’язкості і-того компоненту;

Критична температура знаходиться за формулою

(1.8)

де Т_крi- критична температура і-того компоненту;

Критичний тиск суміші знаходиться за формулою

, (1.9)

де P_крi - критичний тиск і-того компоненту;

2 Технологічний розрахунок магістральних газопроводів

Мета розрахунків:

• вибрати робочий тиск, визначити кількість компресорних станцій (КС) і відстані між ними;

• виконати уточнений тепловий і гідравлічний розрахунок відрізок газопроводу між двома КС;

• вибрати тип газоперекачувальних агрегатів (ГПА) і провести розрахунок роботи КС;

Основними вихідними даними для технологічного розрахунку магістрального трубопроводу являються:

• плановий об’єм перекачувального газу Q_г ,млрд. м³/рік;

• вміст перекачувального газу і вміст його елементів;

• довжина газопроводу L, км;

• характеристики труб і ГПА;

• дані про температуру навколишнього середовища та повітря в районі будівництва газопроводу.

Вибір робочого тиску, визначення кількості КС і відстані між ними.

Розрахунок виконується з нормативними правилами технологічного проектування.

Для визначення кількості КС потрібно визначити робочий тиск в газопроводі та тиск на вході КС. Вибрані тиски повинні дорівнювати нормативним тискам на вході та виході.

Розрахунок перекачувального газу. Основними характеристиками газу, які потрібні для виконання технологічного розрахунку газопроводу, являються: щільність, густина, молярна маса, газова стала, температура та тиск, відносна густина газу по повітрю. Деякі характеристики компонентів природних газів показані в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Характеристика компонентів природних газів

Газ	Густина, кг/м3			Динамічна в’язкість, 107МПа			Молярна маса, кг/моль		Газова стала, Дж/(кг*К)
	При 273К та 0,1013МПа	При 293К та 0,1013 МПа	При 273К та 0,1013 МПа		При 293К та 0,1013 МПа
Метан	0,717	0,669	1,020		1,102	16,04		518,57
Етан	1,356	1,264	0,880		0,940	30,07		276,64
Пропан	2,010	1,872	0,770		0,820	44,09		188,68
Батан	2,307	2,519	0,690		0,760	58,12		143,08
Пентан	3,457	3,228	0,636		0,632	72,15		115,23
Азот	1,251	1,165	1,710		1,840	28,02		296,75
	1,250	1,165	-		-	28,01		296,94
	1,977	1,842	1,400		1,650	44,01		188,97
	1,539	1,434	1,230		-	34,02		115,23
Кисень	1,293	1,206	1,745		1,822	28,96		292,70

Густина газу при стандартних умовах (293К та 0,101325 МПа) визначається за формулою:

ρст = α1·ρ1 + α2·ρ2 +… αn·ρn ,

(2.1)

де α₁… α_n – відсоток кожного елемента в суміші для даного газу;

ρ₁…ρ_n – густина елемента при стандартних умовах, кг/м³

Молярна маса визначається за формулою:

М = α1·М1 + α2·М2 +… αn·Mn ,

(2.2)

де М₁…М_n– молярна маса елемента, кг/моль.

Газова стала (Дж/(кг·К)) визначається за формулою:

R =/ М ,

(2.3)

де = 8314,4 – універсальна газова стала, Дж/(кмоль·К).

Псевдо-критична температура Т_пк (К) і тиск Р_пк (МПа) для природних газів з вмістом в ньому метану 85% і більше можуть бути найдені за формулами:

Тпк = 155,24·(0,564 + ρст).		(2.4)
	Рпк = 0,1737·(26,831 - ρст).	(2.5)

Відносна густина газу по повітрю визначається за формулою:

.

(2.6)

Добова продуктивність газопроводу, визначається по формулі:

млн.м3/добу ,

(2.7)

де Q – річна задана продуктивність газопроводу;

К_в – оціночний коефіцієнт використання пропускної здатності газопро-

воду.

Визначення відстані між компресорними станціями.

Користуючись формулою пропускної здатності газопровода:

.

(2.8)

Виразимо довжину району між компресорними станціями:

.

(2.9)

де D_вн – внутрішній діаметр газопроводу, м;

Р_н та Р_к – тиск на початку та в кінці району газопроводу, МПа;

Δ – відносна густина;

Z – середній по довжині коефіцієнт стиснення газу.

Відносний діаметр газопроводу в залежності від робочого тиску орієнтовно можна визначити по таблиці 2.2-2.3

Таблиця 2.2 – Визначення відносного діаметру газопроводу

Діаметр труб,мм	Продуктивність, млрд м3 /рік			Діаметр труб, мм		Продуктивність, млрд м3/ рік
	при Р = 5,5МПа	при Р=3,8МПа	при Р = 5,5МПа			при Р=3,8МПа
325	0,47	0,66	820		5,2		6,4
377	0,62	0,90	1020		9,2		11,2
426	0,91	1,36	1220		14,6		17,8
530	1,6	2,0	1420		21,17		26,4
630	2,6	3,2	1620		28,20		40,89
720	3,8	4,5

Таблиця 2.3 – Визначення відносного діаметру газопроводу

Діаметр труб,мм	Продуктивність, млрд м3 /рік		Діаметр труб, мм	Продуктивність, млрд м3/ рік
	при Р = 7,5МПа	при Р=5,1МПа		при Р = 7,5МПа	при Р=5,1МПа
325	0,9	1,3	820	6,9	8,4
377	1,1	1,6	1020	12,1	14,8
426	1,6	2,3	1220	19,3	23,5
530	2,2	2,7	1420	28,4	34,7
630	3,4	4,1
720	4,9	6,0

Для розрахунку відстані між КС можна прийняти орієнтовне значення середньої температури, наприклад:

= (Т0 +Тн) / 2 ,

(2.10)

де Т₀ – температура навколишнього середовища на глибині закладеного газопроводу;

Т_н – температура газу на вході, яку можна прийняти 303 – 313К.

Тиск в початку району газопроводу визначається за формулою:

Рн = рнаг - (δРвих+δРохол) = Рнаг - ΔРнаг ,

(2.11)

де δР_вих. – втрати тиску в трубопроводі між компресорним цехом та вузлом підключення до лінійної частини магістралі;

δР_охол – втрати тиску в системі охолодження газу.

Для охолодження газу в апаратах повітряного охолодження потрібно прийняти δР_охол = 0,06 МПа. При відсутності охолодження газу δР_охол = 0.

Таблиця 2.4 – Витрата тиску

Тиск в газопроводі, МПА	Втрати тиску газу на КС, МПа
	На всмоктування Рвс		На нагнітачах δРвих
	На одноступеневій очистці газу	На двоступеневій очистці газу
5,40	0,08	0,13	0,07
7,35	0,12	0,19	0,11
9,81	0,13	0,21	0,13

Тиск в кінці ділянки газопроводу:

Рк = Рвс + Рвс ,

(2.12)

де Р_вс – втрати тиску газу на вході КС з урахування втрат тиску в підходящих шлейфах і на вузлі очистки газу (приймається по таблиці 2.4)

Коефіцієнт гідравлічного опору λ визначається по формулі:

λ = 1,05 · ,

(2.13)

де – коефіцієнт гідравлічної ефективності, приймається по результатам розрахунків диспетчерської служби, при відсутності цих даних коефіцієнт гідравлічної ефективності приймається 0,95 , якщо на газопроводі присутні прилади періодичної очистки внутрішньої частини трубопроводу, а при відсутності вказаних приладів приймається 0,92.

Коефіцієнт опору тертям для всіх режимів газу в газопроводі визначається по формулі:

λтр = 0,067· ,

(2.14)

де – еквівалентна шорсткість труб: для монолітних труб без внутрішнього антикорозійного покриття приймається 3·10^-5 м;

–внутрішній діаметр трубопроводу, м;

–число Рейнольдса, яке визначається за формулою:

= 17,75 · ,

(2.15)

де – продуктивність газопроводу, млрн.м³/добу;

–коефіцієнт динамічної в’язкості, Па·с.

В першому приближенні можна прийняти квадратичний режим текучості газу і λ_тр визначити як:

.

(2.16)

Коефіцієнт стискування газу визначаються за формулою:

,

(2.17)

де значення приведеного тиску і температури при Р = Р_ср і Т = Т_ср визначаються як:

Рпр = Р / Рпк ,	(2.18)
Тпр = Т / Тпк ,	(2.19)
𝜏=1-1,68·Тпр+0,78·+0,0107· .	(2.20)

Середній тиск в газопроводі:

Рср =.

(2.21)

Визначивши відстань між КС, визначаємо потрібне число компресорних станцій:

= .

(2.22)

Після заокруглення найденого числа КС n₀доцілого значення n, уточнюємо значення відстані між КС:

= .

(2.23)