- продуктивність одного компресора Qм=900 ;

Щоб заправити кількіcть автомобілів j з cереднім об'ємом заправки Qз за проміжок чаcу t0, компреcори cтанції, кількіcть яких

, (1.2.1)

повинні мати cумарну подачу

(1.2.2)

Таке співвідношення робочих і резервних КУ взято з фактичного режиму роботи АГНКС №2 м. Києва і пояснюється низьким завантаженням станції.

Знайдемо коефіцієнт стисливості газу при умовах P1 і P2 по формулі:

(1.2.3)

Перепад тиску знаходимо за формулою:

, (1.2.4)

де z0,P0 - стандартні умови.

Час росту тиску в акумуляторі, при роботі М0 компреcорів, до макси

мального значення Pа:

(1.2.5)

Час падіння тиску в акумуляторі, при відключенні Mi компресорів, до

значення P1:

(1.2.6)

Кількість запусків-зупинок резервного компресора за час =4 год. розрахуємо по формулі:

(1.2.7)

що набагато менше кількості запусків-зупинок компресора типу

2ГМ4-1,3/12-250, регламентованої заводом виготовлювачем (L=5 ).

Оптимальна ємність акумуляторів газу при даній загрузці станції ви

раховується по формулі:

(1.2.8)

По результатам розрахунку оптимального об’єму акумулятора газу можна зробити висновок, що використовуємий на АГНКС №2 м.Києва два аку-мулятор газу, з загальним геометричним об’ємом 18 м3, забезпечує необ-хідну кількість компримованого газу.

Система заправки автомобілів стиснутим газом складається з:

- 8-ми газозаправних колонок КГР-20;

- заправочних газопроводів, індивідуальних до кожної колонки, в об-в’язці яких встановлена електропривідна запірна арматура, яка забезпечує подачу газу на кожну газозаправочну колонку при автоматичному чи дис-танційному способі заправки. Крім того, обв’язка заправочних газопро-водів передбачає дублювання подачі газу на колонки ручними вентилями при непрацюючій електропривідній запірній арматурі.

- пульта і щита для управління процесом заправки, а також для контролю параметрів заправки.

Також на АГНКС встановлено вхідний сепаратор (лист 7) , вологомасловітділювачі (лист 8) , повітряні холодильники, продувочні ємності, редукуючі пристрої, запобіжні та зворотні клапани, запірна арматура з електричним та ручним приводом, газопроводи.

Для керування технологічним процесом компримування газу на АГНКС використовується система КВПіА, за допомогою якої контролю-єть--ся кожний етап роботи АГНКС.

1.3. Технологічна схема АГНКС-500 “Борець”

Згідно технологічної схеми (лист 2), природний газ з зовнішніх мереж, відповідно до [2], надходить на АГНКС під тиском 0.8...1.2 МПа, проходить замірний вузол, типу “Super Flou 2.1”, первинний сепаратор ГС-1-2,5-600-ІИ, де очищується від механічних домішок, газовий сітчастий фільтр, де проходить більш тонка очистка, і поступає в компресорне віт-ділення, в якому встановлено 5 компресорних установок 2ГМ4-1-1,3/12-250. В ході реконструції одна з КУ перерообладнана і працює як дожимна, подаючи стиснутий до 0.6 МПа газ на всмоктування інших чотирьох.

Охолодження компресорних установок, як циліндрів, та і газу між ступенями стискування, здійснюється антифризом (Тосол 40). Поршневі компресори виконані з замкненим контуром охолоджуючого антифризу, який після нагріву в газових холодильниках надходить в повітряні холо-дильники (АПО1 і АПО2). Охолоджений антифриз повертається в ємність, звідки насосом знов подається на охолодження циліндрів компре

сорів і газу.

Продувка вологомасловітділювачів (сепараторів) проводиться авто-матично, за допомогою електропривідних регулюючих клапанів в загальну продувочно ємність.

Газ, стинутий компресорними установками до 25 МПа при температурі

40 0С, проходячи через масловологовітділювачі, надходить на установку осушки газу типу БКУО-4,0/25, основними елементами якої є два адсорбери. Один з адсорберів знаходиться в режимі осушки газу, другий - в режимі регенерації. При підвищенні точки роси осушенного газу до -30 0С (в результаті насичення адсорбента, цеоліт типа NaA, вологою) здійсню-ється переключення адсорберів. Виведений з робо-чого цикла адсорбер піддається регенерації шляхом обробки його адсорбента осушеним гарячим газом, який подається від електронагрівача, з подальшим охолодженням адсорбента тим самим потоком газу після відключення електронагрівача.

Осушений і очищений в фільтрах від пилу адсорбента, газ під тиском 25 МПа і температурою 40...45 0С, подається в два акумулятора газу, типу

ГСС-1-10-25У-001. Тиск в акумуляторах газу, які мають геометричний об’єм по V= 9 м3 кожний, регулюється за допомогою відповідного змі-нення кількості працюючих компресорних установок.

Газ з акумуляторів, через редукуючий пристрій, подається на газо-роздаточну колонку КГР-20 і потім по шлангу високого тиску, під тиском 20 МПа, на заправку автомобіля. Проектом передбачена одноступінчаста заправка автомобілів.

2. ВИЗНАЧЕННЯ ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Природний газ, який використовується в якості моторного палива, являє собою суміш газів. Основним компонентом природного газу є метан. Також до складу газу входять етан, пропан, бутан, пентан, вуглекислий газ та азот. Склад природного газу Уренгойського родовища горизонту

Валанжін ( в % по об’єму ) наступний:

метан (СН4) - 92,5;

етан (С2Н6) - 2,0;

пропан (С3Н8) - 0,66;

бутан (С4Н10) - 0,5;

пентан (С5Н12) - 0,15;

вуглекислий газ (СО2) - 0,33;

азот (N2) - 3,7.

Молекулярну масу суміші газів знаходимо по формулі:

; (2.1)

де Мі - молекулярна маса і-ого компоненту;

Yі - концентрація і-ого компонента в суміші.

Густина газу:

; (2.2)

де 22,4 - об’єм одного кіломоля газу.

Відносна густина газу до повітря:

; (2.3)

де 1,293 - густина повітря при нормальних умовах

( тиск 101325 Па, температура 273 К),

Для визначення теплоємності газової суміші необхідно знати масові

долі компонентів, які через об’ємні знаходяться за формулою:

(2.4)

Результати розрахунків зводимо до таблиці 1.

Таблиця 1.

Склад газу |

Долі

Компонент | об’ємні | масові

Метан

Етан

Пропан

Бутан

Пентан

Вуглекислий газ

Азот | 0,925

0,02

0,0066

0,005

0,0015

0,0033

0,037 | 0,8571

0,0347

0,0168

0,0168

0,0063

0,0084

0,0599

Теплоємність суміші газів вираховується по формулі:

(2.5)

деСр(і)- теплоємність кожного компонента суміші.

або

Теплота сгоряння газу знаходиться по формулі:

(2.6)

деq(i)- теплота сгоряння кожного компонента суміші.

або

Коефіцієнт динамічної в’язкості визначається за формулою:

(2.7)

де коефіцієнт динамічної в’язкості і-ого компонента.

або

Критична температура знаходиться по формулі:

(2.8)

де Ткр(i)- критична температура і-ого компонента.

Критичний тиск суміші знаходиться по формулі:

(2.9)

де Pкр(i) - критичний тиск і-ого компонента.

або

Результати розрахунків фізичних властивостей природного газу Урен-

гойского родовища зводимо до таблиці 2.

Таблиця