Проект промежуточной компрессорной станции

ЧЕРТЕЖ СЕПАРАТОРА.cdw

корпус технологической емкости
днище технологической емкости
штуцер для выхода нефти
штуцер для выхода газа
распределительные сетки
отбойник для очистки газа
Гидроциклонный сепаратор
Гидроциклонный сепаратор ГС-1-1600-10

ПЗ КС диплом ис18.doc

Учреждение частное профессиональная образовательная организация
Тема: Проект промежуточной компрессорной станции
Специальность: Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Студент группы 18ИС Бесогонова А.Д.
Руководитель: (Фамилия и инициалы преподавателя
Нормконтроль пояснительной
Электронный вариант принял
1 Компрессорные станции5
1.1 Классификация компрессорных станций7
1.3 Технологическая схема компрессорой станции10
1.4 Системы очистки технологического газа15
1.5 Системы охлаждения технологического газа19
1.6 Системы маслоснобжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов21
1.7 Измерение расхода и количества природного газа23
2 Вспомогательные объекты компрессорной станции27
2.3 Теплоснабжение29
2.5 Энергоснабжение31
3 Ремонт и техническое обслуживание оборудования промежуточной компрессорной станции32
ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ40
2 Подбор типа центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки42
3 Расчет экономической эффективности машин или комплексов компрессорной станции47
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ55
2 Охрана окружающей среды64
2.1 Выбросы вредных веществ в атмосферу65
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ76
В последнее время во всем мире возрос интерес к природному газу как эффективному энергетическому ресурсу и ценнейшему энергетически чистому сырью.
Природный газ как наиболее экологически чистое топливо занимает доминирующее положение в структуре топливно-энергетического баланса России стран СНГ и Западной Европы. Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС) устанавливаемых по трассе газопровода как правило через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается с одной стороны исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы а с другой – исходя из привязки станции к населенным пунктам источникам водоснабжения электроэнергии и т.п.
Актуальность выбранной темы выпускной квалификационной работы состоит в том что газовая отрасль является крупнейшим источником пополнения государственного бюджета а в силу этого имеет важное стратегическое значение в экономике и социальной сфере страны. Природный газ играет огромную роль в жизнеобеспечения населения является важнейшей структурной составляющей развития производственных сил страны и ее регионов. Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА) установленных на станции их энергетических показателей и технологических режимов работы.
Трубопроводный транспорт газа начинает свое существование с 40-х годов двадцатого века. К настоящему времени сформирована единая система газоснабжения России.
Россия стоит на первом месте в мире по разведанным запасам природного газа и на втором по объёму его добычи. На территории государства расположены 25 подземных хранилищ газа с суммарной активной емкостью 652 миллиарда кубометров а общая протяженность газотранспортной системы составляет 1768 тысяч километров. В транспортировке газа используются 254 компрессорные станции с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 468 тыс. МВт.
Важнейшей составной частью магистральных нефте- и газопроводов являются насосные и компрессорные станции без надежной работы которых невозможна поставка нефти нефтепродуктов и газа от мест добычи к потребителям. В связи с оснащением насосных и компрессорных станций современным оборудованием требуются глубокие знания обслуживающего персонала по эксплуатации как основных так и вспомогательных систем.
1 Компрессорные станции
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа главным образом из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода как отмечалось выше устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.
Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования установленного на КС.
Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рисунке 1 где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Рисунок 1. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы
Прокладка магистральных газопроводов бывает:
-подземная (на глубину 08–01 м до верхней образующей трубы);
-надземная (на опорах);
-наземная (в насыпных дамбах).
Рисунок 1.1 Принципиальная технологическая схема магистрального газопровода (МГ)
– головная компрессорная станция (КС)
– отвод к газораспределительной станции (ГРС)
– переход через железную дорогу
– переход через автомобильную дорогу
– промежуточная компрессорная станция (КС)
– переход через реку
– переход через овраг
– подземное хранилище газа (ПХГ)
– станция катодной защиты
– конечная газораспределительная станция (ГРС)
Рисунок 1.2. Типовая схема компрессорной станции (КС)
– узел подключения КС к МГ
– камеры запуска и приема очистного устройства МГ
– установка очистки газа (пылеуловитель и сепаратор)
– аппарат воздушного охлаждения газа
– газоперекачивающие агрегаты
– обвязка КС (технологические трубопроводы)
– запорная арматура обвязки КС
– установка подготовки пускового и топливного газа
– оборудование ЭХЗ трубопроводов обвязки КС
– главный щит управления и система телемеханики
1.1 Классификация компрессорных станций
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомотокомпрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.
Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах как правило через 100150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа с давления входа до давления выхода обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 55 МПа и = 75 МПа.
Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 24 улучшенная подготовка технологического газа (осушители сепараторы пылеуловители) поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги выносимой с газом.
1.2 Основное оборудование компрессорной станции. Назначение и условия эксплуатации
Основным оборудованием на КС является ГПА которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров являются газовые двигатели выполненные как правило в одном блоке с компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора.
Центробежные машины для перекачки газанагнетатели могут иметь привод от газотурбинных установок (ГТУ) или от электродвигателей. При малых подачах газа(до 5000 млн. м3год) в свое наиболее широкое применение газомотокомпрессоры мощность которых достигла 5500 кВт. При больших подачах газа используют центробежные нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ мощность которых достигает 12500 и 25000 кВт соответственно.
При выборе типа ГПА учитывают их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагнетателей и характеристики привода. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода. Однако в некоторых случаях например при небольших расстояниях между КС и источником электроэнергии (3050 км) электропривод является конкурентоспособным.
При проектировании КС с поршневыми компрессорами в первую очередь определяют тип и количество агрегатов необходимых для транспорта задан- ного объема газа. При выборе типа машин предпочтение отдают агрегатам количество которых составляет 610 что обеспечивает достаточную гибкость работы КС при изменениях режима подачи газа и не влечет за собой усложнения компрессорного цеха.
Поршневой ГПА (ПГПА) представляет собой агрегат состоящий из газового двигателя и поршневого компрессора соединенных общим коленчатым валом (газомотокомпрессор ГМК) или муфтой (спаренные ПГПА).
Наиболее мощным из эксплуатируемых в настоящее время в отечественной промышленности газомотокомпрессоров является ГМК ДР12 являющийся стационарным автоматизированным агрегатом состоящим из двухтактного U-образного 12-цилиндрового двигателя и горизонтального поршневого компрессора цилиндры которого располагаются по обе стороны от общих для двигателя и компрессора фундаментной рамы и коленчатого вала.
Нашел распространение также газоперекачивающий агрегат ГПА5000 представляющий собой компоновку двух машин: газового двигателя внутреннего сгорания и поршневого компрессора оппозитной конструкции. Двигатель 61ГА агрегата ГПА5000двухтактный двухрядный 16цилиндровый со встречно-движущимися поршнями и турбонадувом. Особенность двигателя 61ГА встроенная зубчатая передача соединяющая верхние и нижние коленчатые валы.
На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяют также комбинированные ГПА. Под комбинированными ГПА понимают агрегаты сочетающие в себе принципиально различные двигатели (газотурбинный электрический поршневой) с разными типами нагнетателей (компресссоров) объединенных с целью повышения экономических показателей в каждом главном элементе ГПА и максимального использования их термодинамических конструктивных и эксплуатационных преимуществ.
К числу комбинированных ГПА нашедших практическое применение в газовой и нефтяной промышленности относят например электроприводные поршневые ГПА (ЭПГПА) установленные на КС в КотурТене. Эти агрегаты 6М25210356 с высоким уровнем автоматизации имеют синхронный электродвигатель типа СДКП мощностью 4000 кВт с частотой вращения n = 375 обмин во взрывобезопасном исполнении позволяющем его установку в общем зале с оппозитным шестирядным поршневым компрессором 6М25.
1.3 Технологическая схема компрессорой станции
Характерной особенностью компрессорной станции укомплектованных агрегатами ГПА-Ц-16 является поставка основного и вспомогательного оборудования в блочно-контейнерном исполнении с последующей установкой контейнеров на открытом воздухе на специально подготовленном фундаменте.
В комплекс компрессорной станции входят следующие блоки и системы:
- автоматизированные блочно-комплектные ГПА-Ц-16 с приводом от двигателя НК-16СТ авиационного типа;
- установка очистки газа (ПУ);
- установка воздушного охлаждения газа (АВО);
- блок подготовки топливного и пускового газа (БТПГ);
- маслоблок склада системы маслоснабжения КС с насосной;
- технологические трубопроводы с запорной регулирующей и предохранительной арматурой;
- коммуникации систем маслоснабжения топливного пускового и импульсного газа;
- системы электроснабжения водоснабжения канализации вентиляции и отопления;
- системы связи и телемеханики;
- системы пожаротушения.
На рисунке 2 приведена принципиальная схема линейной компрессорной станции оснащенной газоперекачивающими агрегатами ГПА-Ц-16. Газ из магистрального газопровода диаметром 1400мм через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения КС от МГ в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения в технологической обвязке КС или обвязки ГПА.
Технологическая обвязка компрессорной станции предназначена для:
- приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
- очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
- распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
- охлаждения газа после компремирования в АВО газа;
- вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;
- подачи газа в магистральный газопровод;
- транзитного прохода газа по магистральному газопроводу минуя КС;
- при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей используемых на КС различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
- схема с последовательной обвязкой характерная для неполнонапорных нагнетателей;
- схема с параллельной коллекторной обвязкой характерная для полнонапорных нагнетателей.
Рисунок 2. Технологическая схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7 также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р который предназначен для заполнения всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникаций станции производится открытие крана № 7. Это делается во избежании газодинамического удара.После крана № 7 по ходу установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве профилактических работ аварийных ситуаций.
После крана № 7 газ поступает кустановке очистки где размещены пылеуловители. В них он очищается от влаги и механических примесей. Пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы рассчитанный на рабочее давление в газопроводе со встроенными в него циклонами. Эффективность очистки составляет не менее 100% для частиц размером 40 мкм и более и 95% для частиц капельной жидкости.
После очистки газ по входному коллектору поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по газопроводам ГПА через кран № 1во вход центробежных нагнетателей где происходит его компримирование с 55 до 75 кгссм
После сжатия в ГПА газ проходит обратный клапан выходной кран № 2 и по трубопроводу поступаетна аппарат воздушного охлаждения газа (АВО). В АВО газ охлаждается до определенной температуры так как излишне высокая температура на выходе из станции с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода а с другой - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения объемного расхода). Снижение температуры в этих аппаратах можно получить примерно на значение порядка 15-25 С. После установки охлаждения газ через выходной шлейф и выходной кран № 8 поступает в магистральный газопровод. При открытом кране № 6 режим работы ГПА называется «станционное кольцо»
Назначение крана № 8 аналогично крану № 7. При этом стравливания газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18 который установлен по ходу газа перед краном № 8.
Перед краном № 8 установлены 2обратных клапана предназначенных для предотвращения обратного перетока из газопровода. Поток газа если он возникает при открытии № 8 может привести раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины что в конечном счете может привести к серьезной аварии.
На узле подключениякомпрессорной станции между входным и выходным кранами установлена перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитнуюперекачку минуя КС в период ее отключения.
На узле подключения установлены камеры приема и запуска очистного устройства которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей влаги конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками и скребками который движется в потоке газа счет разницы давлений до и после поршня.
На магистральном газопроводе после КС установлен охранный кран № 21 назначение которого такое же как и охранного крана № 19.
Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 145-15.
Для очистки осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания газоперекачивающих агрегатов и на пусковое устройство (воздушный стартер) служит блок подготовки топливного и пускового газа (БПТПГ)
1.4 Системы очистки технологического газа
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок сварной шлам конденсат тяжелых углеводородов вода масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ.
Подготовка газа осуществляется на промыслах от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода запорной арматуры рабочих колес нагнетателей и как следствие снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рисунок 35) которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%).
Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей находящихся в газе. Примеси смоченные маслом сепарируются из потока газа само масло очищается регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов принцип действия которых хорошо иллюстрируется схемой (рисунок 3).
Рисунок 3. Вертикальный масляный пылеуловитель:
- сепараторное устройство; 2 - выходной патрубок; 3 4 5 - контактные и дренажные трубки;
- люк;7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырек.
Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя ударяется в отбойный козырек 8 и соприкасаясь с поверхностью масла меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла необходимость очистки масла а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рисунок 4). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов а также от обеспечения эксплуатацио ным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом на который они запроектированы. На рисунке 4 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате ΔP .
Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне ограниченной кривыми Qmin и Qmax а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.
Рисунок 4. График зависимости производительности пылеуловителя от давления Q = f (P) при
различных перепадах давления на аппарате ΔP
Рисунок 5. Циклонный пылеуловитель:
- верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 -нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов;
-штуцеры слива конденсата
Циклонный пылеуловитель (см. рисунок 5) представляет собой сосуд цилиндрической формы рассчитанный на рабочее давление в газопроводе со встроенными в него циклонами 4
Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1 где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4 Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4 которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5 В цилиндрической части циклонных труб газ подводимый по касательной к поверхности совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя и затем уже очищенный через патрубок 3 выходит из аппарата.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и механических примесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.
Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более и 95% для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки в качестве которой используют фильтр-сепараторы устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рисунок 6).
Рисунок 6. Фильтр-сепаратор:
- корпус фильтр-сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 -направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник;
1.5 Системы охлаждения технологического газа
Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры навыходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью повышения давления газа.
Излишне высокая температура газа на выходе станции с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода и не допустимым температурным напряжением в стенке трубы а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увлечению энергозатрат на него компримирование (из-за увлечения его объемного расхода).
В микроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения простаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к смещению трубопровода и как следствие к возникновению аварийной ситуации.
Охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаждение газа следует предусматривать как правило в аппаратах воздушного охлаждения.
Количество аппаратов воздушного охлаждения следует определять гидравлическом и тепловым расчетом газопровода исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.
Количество аппаратов воздушного охлаждения газа должно быть уточнено гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта. Полученную при этом температуру транспортируемого газа следует принимать в расчетах устойчивости и прочности трубы и изоляции.
При невозможности обеспечить требуемую степень устойчивости и прочности трубы количество аппаратов воздушного охлаждения должно быть увеличено. Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха иметь коллекторную схему обвязки обвод. На реконструируемых компрессорных станциях допускается проектировать установки охлаждения газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.
Следует предусматривать аварийную остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе аппаратов воздушного охлаждения газа выше 70 °С. При повышении температуры газа на выходе АВО до + 45 °С следует предусматривать предупредительный сигнал и автоматическое включение вентиляторов АВО находящихся в резерве.
Исследования показывают что для охлаждения газа возможно применение как одноконтурных так и двухконтурных систем охлаждения с использованием аппаратов воздушного охлаждения. При более глубоком охлаждении необходимо применять холодильные агрегаты для полного охлаждения либо для до-охлаждения газа после аппаратов воздушного охлаждения. К теплообменным аппаратам предназначенных для охлаждения газа предъявляется ряд требований эксплуатации одного характера: отсутствие смешения газа и охлаждения среды малая засоряемость поверхностей теплообмена и всего аппарата и отдельных узлов.
Полное охлаждение газа до его первоначальной температуры может потребоваться только при газа по трубопроводу в условиях вечной мерзлоты. Устранение возможности растопление вечномерзлых грунтов требует чтобы температура газа после системы охлаждения равнялась бы температуре газа до нее и обе они вместе должны равняется температуре вечномерзлого грунта. В этом случае система должна применяться в полном объеме с “внутренним” снятием недорекуперации и с использованием детандера (холодильной машины) или дроссельного устройства.
Таким образом в рассматриваемой системе температурный потенциал сжатого газа повышается за счет рекуперации тепла до уровня позволяющего обирать получаемое газом при сжатии в нагнетателе тепло в окружающую среду с помощью обычных АВО т. е. уровня превышающего ta. При этом затрачивается дополнительная работа равная разнице работ сжатия газа с начальными температурами равными температурам после и до РТО.
Последнее означает что описываемая система по характерным признакам аналогична любым другим системам охлаждения задача которых также заключается в повышении за счет затраты определенного количества работы температурного потенциала рабочего тела с некоторого более низкого уровня до относительно более высокого при котором отбираемое на низком температурном потенциале тепло может уже сбрасываться в окружающую среду.
1.6 Системы маслоснобжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов
Система маслоснабжения компрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную.
Общецеховая маслосистема предназначена для приема хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную емкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ и помещение маслогенерации. На складе имеются в наличии емкости для чистого и отработанного масла. Объем емкостей для чистого масла подбирают исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливают емкость для регенерированного масла и емкость для регенерированного масла и емкость для отработанного масла установку для очистки масла типа ПСМ-3000-1 насосы для подачи масла к потребителям а также систему маслопроводов с арматурой.
После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества подготов-ленное масло поступает в расходную емкость. Эта расходная емкость оборудованная замерной линейкой используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б. Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной ем-костью а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать следующие возможности в подаче масла:
подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА при этом линия чистого масла не должна соединятся с линией отработанного масла;
подачу отработанного масла из ГПА только в емкость отработанного масла;
аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварийную емкость. Для аварийного слива необходимо использовать электроприводные задвижки включаемые в работу в автоматическом режиме например при пожаре.
Работа системы уплотнения центробежного нагнетателя основана на принципе использовании гидравлического затвора обеспечивающего подержание постоянного давления масла на 01 – 03 Мпа превышающего давления перекачиваемого газа.
Одним из важнейших элементов системы уплотнений являются масляные уплотнения. Различают в основном два типа уплотнений: щелевые и торцевые. О качестве работы системы уплотнений судят по интенсивности поступления масла в поплавковую камеру. Быстрое ее заполнение маслом при закрытом сливе свидетельствует о повышенном расходе масла через уплотнения.
На компрессорных станциях для очистки турбинного масла применяются маслоочистительные машины типов ПСМ-1-3000 СМ-1-3000 НСМ-2 НСМ-3 СМ-15 которые могут работать в зависимости от степени загрязнения масла как по схеме очистки так и по схеме осветления регенерируемого масла.
На современных компрессорных станциях используются системы охлаждения масла на базе аппаратов воздушного охлаждения (АВО масла).
В системах АВО масла используют схемы с непосредственным охлаждением масла и схемы с использованием промежуточного теплоносителя применяются на установках импортного производства типов: ГТК-25 и ГТК-10И.
На КС широкое применение нашли аппараты отечественного и импортного производства типов АВГ ЛФ ПХ и ТЛФ с высоким оребрением трубок. Внутри трубок для увеличения теплоотдачи установлены турболизаторы потока.
Секции аппаратов состоят из горизонтально расположенных элементов охлаждения которые смонтированы совместно с жалюзным механизмом на стальной опорной конструкции. Охладительные элементы имеют в трубном про-странстве два хода по маслу. Подвод и отвод масла к охладительным элементам осуществляется по трубам. Над охладительной секцией для прокачки воздуха установлены два вентилятора.
Как правило все ГПА к системам АВО масла имеют электро-подогреватели которые используются для предварительного подогрева масла до 25-30 °С перед пуском агрегата в работу. Подогрев масла в охладительной секции необходим также для предотвращения выхода из строя трубной доски кото-рая из-за повышенного сопротивления может деформироваться в результате в месте стыковки ее с секцией появляется утечка масла.
Перепад температур масла на входе и выходе ГПА как правило достигает величины 15-25 °С. Температура масла не сливе после подшипников должна составлять 65-75 °С. При температурах масла ниже 45 °С происходит срыв масляного клина и агрегат начинает работать неустойчиво. При температуре выше 85 °С срабатывает защита агрегата по высокой температуре масла.
1.7 Измерение расхода и количества природного газа
Точные измерения расхода газа лежат в основе системы учета и планирования доставок газа. Значение расхода топливного газа затраченного на компримирование транспортируемого газа агрегатами компрессорного цеха при известной его производительности позволяет оптимизировать загрузку как отдельных ГПА так и компрессорной станции в целом.
По принципу контактирования с рабочей средой различают контактные и неконтактные методы измерения производительности газопровода или расхода газа. К первым относят расходы переменного перепада давления с ссужающими устройствами разнообразного типа расходомеры постоянного перепада давления (ротаметры поршневые поплавковые) турбинные и гидродинамические расходометры с использованием метода контрольных меток и др.; ко вторым – расходометры на электромагнитном ультразвуковом принципах действия основанные на резонансе и др.
В настоящее время основным методом измерения расхода и количества природного газа на объектах его добычи транспортировки и переработки является метод переменного перепада давления на сужающих устройствах в качестве которых используют измерительные диафрагмы и сопла.
Метод переменного перепада давления основан на создании и измерении перепада давления на сужающем устройстве (сопле диафрагме) установленном в измерительном трубопроводе при протекании потока газа через это устройство. Перепад давления по которому судят о расходе газа измеряют с помощью дифференциальных манометров (дифманометров) – жидкостных мембранных сильфольных и др. – с механическими отсчетными устройствами или электрическими выходными сигналами.
Существуют четыре способа отбора давления: угловой суженой струи радиальной и фланцевой. Они различаются по расположению отверстий для отбора давления в сечении трубопровода относительно диафрагмы.
В нашей стране распространены два способа отбора давлений – угловой и фланцевый. При угловом способе отбора давление отбирается непо-средственно у диафрагмы с помощью угловых отверстий или кольцевых камер. При фланцевом отборе давления отбирается через отверстие во фланцах находящиеся на равном расстоянии от соответствующей плоскости диафрагмы.
1.8 Трубопроводная арматура применяемая на компрессорных станциях
Арматура – неотъемлемая часть любого трубопровода. Расходы на нее составляют как правило до 10 – 12% капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Трубопроводная арматура представляет собой устройства предназначенные для управления потоками жидкостей или газов транспортируемых по трубопроводам.
По принципу действия арматуру делят на три основных класса: запорную регулирующую и предохранительную.
Запорная арматура служит для полного перекрытия потока в трубопроводе регулирующая — для изменения давления или расхода предохранительная — для предохранения трубопроводов сосудов и аппаратов от разрушения при превышении допустимого давления среды.
При интенсивной эксплуатации запорной арматуры могут ускоренно выходить из строя детали ходового узла — ходовая гайка и шпиндель.
Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии эрозии гидратообразования замерзания воды и вибрации.
Вибрация в регулирующих клапанах а также в запорной арматуре во время открывания при большом перепаде давления на газопроводах может вызвать поломку деталей (штоков) и разрушение седел стоек и даже корпусов самопроизвольную перестановку запорного органа.
На арматуру оказывают влияние следующие параметры вибрации: частота колебаний определяющая общее число циклов а следовательно и срок службы детали до усталостного разрушения.
Особый случай имеет место когда эта частота совпадает с собственной частотой колебаний какой-либо детали или узла арматуры в результате чего возникает явление резонанса и арматура может выйти из строя после нескольких часов работы а иногда и минут; ускорение (определяемое сочетанием частоты и амплитуды колебаний) характеризующее динамическую силу которая действует на арматуру.
Источником вибраций в процессе перемещения затвора арматуры или при его неподвижном положении является турбулентное движение рабочей среды.
Арматура считается герметичной если: при закрытом запорном органе рабочая среда не проходит из одной части в другую отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру отсутствуют пористые участки раковины трещины через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.
Герметичность запорного органа арматуры обеспечивают тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец затвора и седла или применением в запорном органе мягких уплотнительных колец.
По назначению арматуру делят на основные классы:
) запорную предназначенную для полного перекрытия потока среды;
) предохранительную предусмотренную для частичного выпуска или перепуска рабочей среды при повышении давления до значения угрожающего прочности системы а также для предотвращения недопустимого по технологическим соображениям обратного потока среды;
) регулирующую назначение которой управлять рабочими параметрами потока среды (давлением расходом температурой) путем изменения проходного сечения;
) контрольную для определения уровня рабочей среды;
) прочную предназначенную для различных конкретных операций (отвод конденсата выпуск воздуха из трубопровода и впуск воздуха в него приемораздаточные операции выпуск подтоварной воды из резервуаров и т. п.).
К задвижкам относят запорные устройства в которых проход перекрывает перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. Задвижки широко применяют для перекрытия потоков газообразных или жидких сред в трубопроводах с диаметрами условных проходов от 50 до 1400 мм при рабочих давлениях 4 – 200 кгссм2 и температурах среды от 60 до 450 оC. Преимущество задвижек: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе; отсутствие поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении.
Кран – запорное устройство в котором подвижная деталь затвора (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока. Перекрытие потока осуществляется вращением вокруг своей оси подвижной детали затвора. В зависимости от геометрической формы уплотнительных поверхностей пробки и корпуса краны разделяют на два основных типа: конические и шаровые.
Краны можно классифицировать и по другим конструктивным признакам: по способу создания удельного давления на уплотненных поверхностях по
форме окна прохода пробки по числу проходов по наличию или отсутствию сужения прохода по типу управления и привода по материалу уплотнительных поверхностей и т. д.
Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе и тем самым предупреждением аварии напри-мер при внезапной остановке насоса и т. д. Они являются автоматическими самодействующим предохранительным устройством. Затвор – основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном.
По принципу действия в основном обратные клапаны разделяют на подъемные и поворотные.
Преимущество поворотных клапанов заключается в том что они имеют меньшее гидравлическое сопротивление.
Подъемные клапаны более просты и надежны. Они могут быть условны-ми и проходными причем для их изготовления можно использовать корпуса вентилей. Тарном потенциале тепло может уже сбрасываться в окружающую среду.
Принцип действия регулирующих заслонок предназначен для регулирования больших расходов заключается в их пропускной способности при повороте диска в соответствии с входным сигналом поступающим от управляющего устройства.
Требуемая прочность арматуры определяется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от технологии конкретных производств.
2 Вспомогательные объекты компрессорной станции
К вспомогательным объектам КС относят:
Вода в общем случае используется на хозяйственно - питьевые производственные и противопожарные нужды. Соответственно этому устраивают производственные и противопожарные нужды. Соответственно этому устраивают следующие системы водоснабжения (водопроводы):
хозяйственно-питьевые;
Систему водоснабжения разрабатывают в соответствии с строительными нормами и правилами по проектированию наружных сетей и сооружений и внутреннего водопровода складов газа а также другими нормативными документами.
На площадках КС магистральных газопроводов следует проектировать объединенный водопровод ( как правило высокого давления).
На площадках групповых пунктов очистки осушки и замера газа производственные и хозяйственно-питьевые водопроводы не предусматривают. Противопожарное водоснабжение допускается из водоемов или резервуаров.
Производственные системы водоснабжения могут быть прямоточные с повторным использованием воды и обратные. В прямоточных системах использованную воду сбрасывают непосредственно в естественные водотоки и водоемы. Если использованную один раз в цикле производства воду можно направлять на другой вид ее использования то организуют систему водоснабжения с повторным использованием воды. Примером обратного водоснабжения позволяющего экономить воду и уменьшать загрязнение окружающей среды является системы охлаждения КС в которых воду поступающих от нагретых узлов охлаждают в специальных устройствах и вновь направляют на охлаждение агрегатов.
В общем случае система водоснабжения включает в себя различные по назначению объекты:
водоприемные сооружения;
насосные станции первого и второго подъема;
очистные сооружения;
В ряде систем водоснабжения некоторые сооружения могут отсутствовать в зависимости от местных условий.
В результате использования воды на различные нужды на площадках КС образуется загрязненная вода которую нужно собрать и отвести на очистку перед сбросом ее в естественные водоемы и водотоки. Эта вода поступает с нескольких объектов станции и стекает по трубам и непосредственно по территории чаще всего самотеком к очистным сооружениям и поэтому ее называют сточной водой или стоками.
При эксплуатации перекачивающих станций образуются следующие виды сточных вод:
производственные – в резервуарных парках на сливоналивных эстакадах в насосных лабораториях и т. д.;
дождевые – с территории промплощядок и обвалований;
бытовые – от хозяйственно-бытовых помещений санузлов душевых установок и т. п.
Системой теплоснабжения называется комплекс устройств для производства теплоты ее транспортировки распределения и использования. Она состоит из следующих основных звеньев: источника теплоты тепловых сетей тепловых пунктов или абонентских вводов связывающих местные системы потребления теплоты с тепловыми сетями; местных систем потребителей теплоты в которых используется подведенная теплота.
Основное назначение системы теплоснабжения состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.
В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяют на центральные и децентрализованные.
Тепловая сеть – система покрытых тепловой изоляцией трубопроводов по которым теплота переносится теплоносителем (горячей водой или паром) от источника к потребителям. По способу прокладки тепловые сети подразделяют на подземные и наземные. Для сооружения тепловых сетей применяют главным образом стальные трубы диаметром от 50 мм (подводка к отдельным зданиям) до 1400 мм (магистральная тепловая сеть).
По роду используемого теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Как правило для удовлетворения сезонных нагрузок (отопления вентиляции) и нагрузок горячего водоснабжения используется горячая вода для промышленной технологической нагрузки – пар.
Системы отопления зданий и сооружений предназначены для обеспечения:
равномерного нагревания воздуха помещений в течение всего отопительного периода;
безопасности в отношении пожара и взрыва;
возможности регулирования;
увязки с системами вентиляции;
удобства в эксплуатации и при ремонте;
использование местного или назначенного для места строительства рода топлива и вида теплоносителя с учетом перспектив централизованного теплоснабжения;
технико-экономических и эксплуатационных показателей на уровне сов-ременных требований а также экономии метала.
Для поддержания в помещения рабочих местах состава и состояния воздуха удовлетворяющих санитарно-гигиеническим требованиям применяются вентиляционные установки.
Вентиляцию предусматривают во всех производственных и вспомогательных зданиях промышленных предприятий независимо от степени загрязнения воздуха. При проектировании вентиляции следует учитывать характерные для технологических процессов виды производственных вредностей:
газовыделения через неплотности в соединениях оборудования арматуры и коммуникаций;
тепловыделения от насосно-компрессорного оборудования газовых турбин электродвигателей обвязочных трубопроводов коммуникаций газоходов и т. д.
Вентиляционные системы подразделяют на вытяжные с организованным удалением (вытяжкой) загрязненного воздуха из помещений приточные (с организованной подачей свежего воздуха в помещения) и приточно-вытяжные предназначенные для одновременного организованного притока свежего и вытяжки загрязненного воздуха из помещений.
По способу перемещения воздуха различают естественную и принудительную вентиляцию.
При естественной вентиляции перемещения воздуха происходит за счет разности плотностей наружного и внутреннего воздуха или под действием ветра. Естественная вентиляция при которой имеется возможность управлять воздухообменом и регулировать его в соответствии с внешними и внутренними условиями называется аэрацией.
Принудительной или механической называется такая вентиляция в которой перемещение воздуха производят вентиляторами.
Бесперебойное энергоснабжение перекачивающих станций – первоочередное условие их надежной работы в системе магистральных трубопроводов.
Энергоснабжение компрессорных станций мощность которых достигает 100 МВт и более осуществляет от энергосистемы при помощи воздушных линий электропередачи напряжением 110 или 220 кВ. Потребители компрессорной станции получают электроэнергию от понизительной подстанции напряженьем 110 или 220 кВ сооружаемой вблизи КС.
Понизительные подстанции КС сооружают двух типов: тупикового и районного.
Подстанция тупикового типа рассчитана в основном на электроснабжение потребителей компрессорной станции и эксплуатируется персоналом КС. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) низшего напряжения ЗРУ-6(10) кВ подстанции имеет только ячейки необходимые для питания потребителей КС.
Подстанция районного типа рассчитана на нагрузки не только КС но и других потребителей данной местности (района). На районной подстанции закрытое распределительное устройство ЗРУ-6(10) кВ разделяют на две части: устройство подстанции с которым совмещен блок щитов управления подстанции и устройство в котором расположены только секции шин и ячейки для нужд КС. Первое закрытое распределительное устройство вместе с открытой частью подстанции эксплуатируется персоналом энергосистемы а второе – персоналом КС.
При отсутствии источников электропитания энергосистемы электроснабжения КС с газотурбинным приводом газоперекачивающих агрегатов можно осуществлять от передвижных или стационарных электростанций. Собственные электростанции КС имеют привод синхронных генераторов от двигателя и турбины работающих на газе или дизельном топливе. Такие электростанции можно использовать и в качестве резервного источника электроэнергии для нагрузок особой группы потребителей КС.
3 Ремонт и техническое обслуживание оборудования промежуточной компрессорной станции
Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного теплоэлектросливного технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.
Режим работы компрессорной станции круглосуточный и круглогодичный поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.
Компрессорные станции входят в состав линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ мг).
Основные службы ЛПУ мг:
-газокомпрессорная служба (ГКС) в состав которой входит компрессорная станция;
-линейная эксплуатационная служба (ЛЭС) занимающаяся эксплуатацией линейной части газопровода;
-диспетчерская служба;
-служба связи и телемеханики;
-служба энерговодоснабжения;
Анализ аварий показывает что основными условиями обеспечения надежной и безотказной работы компрессорного оборудования являются правильная эксплуатация и качественное обслуживание и ремонт.
Технические обслуживания станции подразделяются на ежесменные выполняемые регулярно перед началом рабочей смены частично в течение смены и после ее окончания (ЕО) и периоди- ческие технические обслуживания которые выполняют после определенного числа часов отработанных компрессором (ТО). Ежесменные обслуживания специально не планируют периодические технические обслуживания планируют в соответствии с графиком ремонтов и обслуживания.
Объем работ по ТО и видам ремонта необходимы для целей планирования организации подготовительных работ определения потребностей в материалах инструментах и запасных частях и организации работы ремонтного персонала.
Объемы работ по ТО и видам ремонта могут уточняться главным механиком производственного подразделения в зависимости от технического состояния оборудования и накопленного на предприятии опыта.
Применение системы ТО и Р оборудования позволит:
- снизить эксплуатационные затраты;
- увеличить межремонтный период работы;
- снизить потребность в запасных частях;
- сократить трудозатраты на ТО и Р.
Основным техническим документом для проведения остановочного ремонта КС является дефектная ведомость на ремонт КС
Для выявления эксплуатационных недостатков в целях повышения надежности и долговечности оборудования ведется журнал учета ТО и Р. В журнале указывается: номер КС наименование оборудования технологический номер дата и вид ремонта или технического обслуживания перечень выполненных работ. Журнал ведется механиком производственного подразделения.
Объемы работ по ТО и видам ремонта для оборудования приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта оборудования КС.
Центробежные компрессоры
Оформление наряда-допуска на газоопасные работы.
Разборка электрической схемы электродвигателя.
Установка заглушек на вход и выход компрессоров по газу и на вход масла.
Продувка компрессора азотом.
Проведение анализа газа в компрессорах.
Демонтаж контрольно-измерительных приборов (КИП) и проверка их исправности.
Демонтаж муфт проверка радиального биения осевого сдвига муфт и цветная дефектоскопия зубчатых муфт.
Демонтаж очистка и монтаж сетчатых фильтров на входе в цилиндр низкого давления (ЦНД) и цилиндр высокого давления (ЦВД).
Ревизия упорных и опорных подшипников мультипликатора ЦНД ЦВД. Разборка корпусов ЦНД ЦВД извлечение валов-роторов.
Проверка состояния зазоров направляющих аппаратов и рабочих колес очистка их от нагара. Ревизия лабиринтных уплотнений корпуса и колес.
Ревизия подшипниковых узлов. Проверка состояния и контактов зубьев шестерни колеса мультипликатора.
Ремонт. Демонтаж и очистка коллекторов на входе и выходе ЦНД и ЦВД.
Ревизия и ремонт антипомпажного клапана приводов шаровых кранов регулирующей заслонки дренажных вентилей.
Ревизия и ремонт обратных клапанов.
Сборка ЦНД и ЦВД в обратной последовательности с заменой тороидальных прокладок.
Центровка линии проверка положения машин по уровню радиального биения и осевого сдвига муфт.
Установка приборов КИП регулировка
Демонтаж заглушек на входе и выходе газа и масла.
Сборка электрической схемы и обкатка компрессоров в течение 72 ч
Состав работ текущего ремонта.
Демонтаж ЦНД ЦВД мультипликатора электродвигателя.
Открепление анкерных болтов рамы компрессора и электродвигателя. Удаление подливочного раствора рамы и замасленного бетона (долбежка).
Укладка на раствор закладных деталей и клиньев по высотной отметке и уровню.
Укладка рамы по уровню и высотной отметке на клиньях. Доливка рамы раствором.
Полная обтяжка анкерных болтов рамы через 6 сут с контролем усадки рамы по индикатору.
Разборка чистка дефектовка ЦНД ЦВД мультипликатора.
Восстановление изношенных деталей.
Цветная дефектоскопия ультразвуковой контроль рентгеноскопия роторов газодинамики зубчатых пар цилиндров ЦНД и ЦВД корпуса мультипликатора трубопроводов.
Гидроиспытания корпусов ЦНД и ЦВД.
Монтаж ЦНД и ЦВД мультипликатора.
Ремонт вспомогательного оборудования и запорно-регулируемой арматуры. Ремонт оборудования КИП.
Ремонт электрооборудования.
Монтаж электродвигателя.
Подгонка чистка посадочных мест на раму оборудования и регулировка прокладками. Чистка трубопроводов газа масла.
Центровка и сборка компрессорного агрегата.
Обкатка в течение 72 ч со снятием технических характеристик
Поршневые компрессоры
Техническое обслуживание
Удаление нагара и осмотр всасывающих и нагнетающих клапанов.
Проверка затяжки шатунных болтов гаек крепления коренных подшипников крепления трубопроводов и кабелей внутри картера крепления штоков к крейцкопфам.
Удаление грязи и посторонних предметов из масляной ванны картера. Осмотр фильтров на всасывающей трубе маслонасоса.
Проверка состояния и выработки зеркала цилиндров.
Осмотр поршней. Проверка состояния направляющих колец поршня.
Проверка состояния сальников замена деталей.
Проверка биения штока в пределах хода поршня.
Проверка овальности и износа рабочей части штока.
Проверка крепления пальцев крейцкопфов и башмаков.
Проверка затяжки болтов соединяющих коленчатый вал с валом электродвигателя.
Осмотр деталей привода лубрикатора и маслонасоса.
Прммывка масляной ванны лубрикатора.
Выборочный осмотр вкладышей шеек коленчатого вала.
Проверка состояния предклапанов.
Проверка картера и направляющих на наличие трещин.
Проверка прилегания и крепления картера к фундаменту
Выполнение работ производимых при техническом обслуживании.
Осмотр верхних и нижних вкладышей и шеек коленчатого вала.
Проверка радиальных зазоров во всех подшипниках и осевого зазора в фиксирующем подшипнике.
Разборка мотылевых головок шатунов осмотр вкладышей шатунных болтов их гаек мотылевых и коренных шеек коленчатого вала. Проверка крепления бронзовых полуколец на крышке и стержне шатунов.
Проверка радиальных и осевых зазоров в мотылевых подшипниках.
Проверка поверхностей шатуна и головки.
Осмотр шатунных болтов с использованием цветной дефектоскопии.
Проверка величины остаточного удлинения шатунных болтов в свободном (незатянутом) состоянии.
Проверка величины расхождения щек коленчатого вала.
Проверка состояния и выработки зеркала всех цилиндров.
Проверка износа канавок под поршневым кольцом.
Проверка положения картера затяжки фундаментных болтов шпилек крепления направляющих крейцкопфа стяжных шпилек картера.
Проверка состояния деталей крейцкопфа. Проверка качества прилегания конусов пальца крейцкопфа к соответствующим расточкам крейцкопфа. Проверка качества резьбовых соединений крейцкопфа. Проверка состояния баббитовой заливки башмаков крейцкопфа.
Проверка состояния клапанных гнезд цилиндров.
Проверка поверхностей цилиндров 3-й ступени штоков.
Цветная дефектоскопия пальцев крейцкопфа шатунных болтов болта крейцкопфа резьбовых соединений штоков шатунов деталей крецкопфа (башмаки корпус крейцкофа полумуфта).
Осмотр межступенчатых коммуникаций и аппаратуры.
Промывка холодильников.
Проверка состояния системы циркуляционной смазки.
Проверка сцепления рамы с фундаментом
Выполнение работ текущего ремонта.
Полная разборка осмотр деталей и узлов компрессора.
Дефектовка всех узлов и деталей.
Проверка положения картера по уровню осмотр картера. При необходимости - произвести переукладку картера на фундаменте.
Проверка перпендикулярности осей расточки направляющих к оси вала.
Полная ревизия состояния коленчатого вала и его подшипников. При необходимости - шлифовка проточка шеек вала.
Проверка качества взаимного прилегания опорных поверхностей шатунных болтов и подшипников.
Проверка качества прилегания опорных поверхностей буртов у крейцкопф муфты гайки.
Проверка качества прилегания между башмаками крейцкопфа и параллелями направляющих.
Дефектоскопия пальцев крейцкопфа деталей крейцкопфа шатунных болтов болтов крейцкопфа коренных и шатунных шеек коленчатого вала резьбовых соединений штоков шатунов зеркал цилиндров.
Гидроиспытание цилиндров поршней газовых и водяных полостей.
Проверка состояния участков газопровода буферных емкостей влагомаслоотделителей холодильников аппаратов.
Проверка состояния фундамента компрессора.
Проверка уклона в продольном и поперечном направлениях отклонения по высотным отметкам фундамента.
Проверка состояния фундаментной рамы.
Компрессор поршневой воздуха КИП и автоматики
Продувка или замена воздушного фильтра и фильтра смазки.
Долив или замена масла в картере.
Подтяжка крепления центровка.
Проведение работ предусмотренных техническим обслуживанием.
Ревизия клапанов всасывающего и нагнетательного трактов. При необходимости их замена или замена пружин.
Замена компрессорных и маслосъемных колец.
Ревизия кривошипно-шатунной группы и подшипников.
Центровка промывка и чистка трубок холодильников
Проведение работ предусмотренных текущим ремонтом.
Полная разборка компрессора.
Дефектовка всех деталей и узлов.
Проточка или шлифовка шеек коленчатого вала.
Гильзовка или расточка цилиндров с заменой поршней и поршневых колец.
Перезаливка или замена при необходимости всех подшипников.
Ремонт холодильников с заменой вышедших из строя труб.
Центровка компрессора с электродвигателем.
Испытание компрессора в работе
Насос для подачи смазки
При необходимости промывка фильтра смазочного масла.
Проверка центровки. При необходимости - проведение центровки.
Выполнение работ предусмотренных техническим обслуживанием.
Ревизия подшипников.
Устранение замеченных дефектов.
Ревизия уплотнений при необходимости - замена.
Проверка зазоров состояния деталей.
Проверка биения вала.
Ревизия соединительной муфты.
Выполнение объема работ текущего ремонта.
Ревизия (при необходимости - замена) рабочего колеса вала уплотнений втулок.
Расточка посадочных мест корпуса
Насос для подачи уплотняющей смазки
Ревизия торцевого уплотнения.
Ревизия или замена подшипников уплотнений.
Замена тороидальных прокладок.
Проверка зазоров биения винтов состояния шеек вала.
При необходимости - их шлифовка проточка.
Шлифовка винтовых пар для удаления зазоров на винтах.
Проверка состояния посадочных мест корпуса при необходимости - их расточка.
Промывка картера замена масла.
Чистка (при необходимости) фильтров.
Проверка состояния ремней привода и регулировка их натяжения.
Ревизия и ремонт плунжеров и клапанов втулок.
Ревизия и при необходимости замена сальников тороидальных прокладок.
Ремонт масляного насоса.
Разборка и ревизия редуктора
Ревизия и ремонт кривошипно-шатунной группы (крейцкопфов).
Ремонт или замена подшипников маслопроводов.
Проверка регулировка замена неисправных КИП.
Сборка регулировка испытание насоса
Аппараты воздушного охлаждения
Проверка состояния пучка трубок холодильника.
Смазка подшипников привода натяжка ремней.
Регулировка угла наклона лопастей вентилятора.
Выполнение работ технического обслуживания.
Ревизия привода замена дефектных подшипников.
Демонтаж пробок чистка пучка трубок.
Контроль толщины стенки трубок чистка коллекторов входа в АВО. Монтаж пробок.
Ревизия ремонт и регулировка угла наклона лопастей вентилятора. Замена ремней. Проверка параллельности и смещения шкивов
Замена лопастей вентилятора с последующей балансировкой.
Ремонт или замена отдельных узлов диффузора.
вытяжные вентиляторы вентиляторы наддува
Осмотр креплений вентилятора. Проверка состояния подшипников заземления. Осмотр лопаток рабочего колеса и шкива на валу осмотр кожуха вентилятора воздуховодов и мягких вставок. Проверка работы перекидных клапанов и шиберов.
Проверка состояния виброоснования.
Проверка состояния соединительных муфт проверка центровки. Осмотр калориферов
Проверка балансировки рабочего колеса.
Замена негодных подшипников.
Замена отдельных лопаток заварка лопнувших мест исправление вмятин восстановление необходимых зазоров между рабочим колесом и кожухом.
Чистка и смазка. Замена резины на пальцах муфт.
Исправление шпоночных соединений проточка или шлифовка шеек вала. Окраска.
Проверка калориферов. Ревизия запорной арматуры с частичной заменой задвижек вентилей
Полная переборка рабочего колеса или замена новым.
Замена или ремонт вала замена подшипников.
Балансировка рабочего колеса.
Ремонт или замена электродвигателя. Ремонт виброоснования.
Полная окраска вентилятора воздуховодов и установочной площадки. Ремонт оградительных устройств.
Испытание вентилятора
Очистка фильтров масла и газа. Осмотр.
Анализ масла на содержание механических примесей.
Проверка исправности приборов визуального контроля.
Проверка работоспособности срабатывания системы защиты и сигнализации.
Проверка количества сливаемого с уплотнения масла.
Проверка центровки электродвигателя с компрессором.
Проверка положения запорных элементов задвижек и вентилей линии газа и масла.
Проверка исправности сигнальных ламп на щите управления.
Устранение утечек масла
Все работы предусмотренные техническим обслуживанием. Установка заглушек.
Разборка компрессора с дефектовкой узлов и деталей: винтовой пары подшипников торцевых уплотнений разгрузочного устройства. Замена изношенных деталей.
Сборка и регулировка зазоров.
Ревизия запорно-регулирующей арматуры. Замена изношенных деталей. Регулировка.
Ревизия электрооборудования.
Разборка и ревизия шестеренчатого насоса. Ревизия перепускного клапана насоса.
Сборка установка центровка насоса.
Проверка исправности приборов визуального контроля срабатывания системы защиты и сигнализации.
Сборка электрической схемы электродвигателя.
Обкатка в течение 72 ч
Все работы предусмотренные текущим ремонтом.
Полная разборка компрессора. Дефектовка всех узлов и деталей.
Ремонт оборудования контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Ревизия обратных отсечных клапанов.
Замена подшипников изношенных деталей уплотнения разгрузочного устройства запорных втулок.
Сборка регулировка торцевых зазоров по винтам регулировка натяга в упорных подшипниках торцевые зазоры по наружным обоймам упорных подшипников.
Обкатка в течение 72 ч.
Диагностика компрессора под нагрузкой
Протяженность магистрального газопровода L - 1670 км
Наружный диаметр - 1220 мм
Толщина стенки - 15 мм
Транспорт. продукт. Газ – Есенейское месторождение УР Игринский район
Пропускная способность газопровода - 238 млрд. куб. мгод
Давление на всасывании - 38 МПа
Давление нагнетателя - 55 МПа
Давление избыточное - 54 МПа
Температура воздуха - 283К
Средняя температура грунта на глубине заложения газопровода - 278К.
В соответствии с таблицей 2 состав газа.
Таблица 2 – состав газа:
1 Расчет свойств перекачиваемого газа.
Плотность газа при стандартных условиях по формуле:
где a1 a2 - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;
ρ1 ρ 2 - плотность компонента при стандартных условиях кгкуб.м (293К и 0101325 МПа)
ρ ст = 0669 . 0934 + 1264 . 0021 + 1872 . 0008 + 2519 . 0004 + 3228
. 0003 + 1165 . 0003 +1165 . 0027 = 0723 кгм3
Молярная масса по формуле:
где M1 Mn - молярная масса компонента кгкмоль.
M = 16 04 . 0934 + 3007 . 0021 + 4409 . 0008 +5812 . 0004 + 2801 .
. 0003 + 2802 . 0027 + 0003 . 7215 = 1719 кгк моль
Газовая постоянная по формуле:
где =83144 – универсальная газовая постоянная Дж(кмоль*К)
Псевдокритическая температура и давление по формулам:
Относительная плотность газа по воздуху по формуле:
Суточная производительность газопровода по формуле:
где - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода который ориентировочно равен 09.
2 Подбор типа центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки
Подбор типа центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки.
На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов PCL 802224 оборудованных центробежными нагнетателями CDR-224.
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление и температуру газа на входе в центробежный нагнетатель:
Вычисляем значения температуры и давления приведенные к условиям всасывания при и по формулам:
Рассчитаем коэффициент сжимаемости по формуле:
Определим плотность газа по формуле:
Вычислим требуемое количество нагнетателей по формуле:
Рассчитаем производительность нагнетателя по формуле:
Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА определяем и [nnH]. Результаты вычислений приводим в таблицу 3.
Таблица 3. Результаты вычислений
Вычисляем требуемую степень повышения давления по формуле:
По характеристике нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из =145 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью находим Qпр =148 (м3мин) Аналогично определяем и [Ni pвс] = 130 кВт (кгм3)
Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле:
Рассчитаем внутреннюю мощность потребляемую ЦН по формуле:
С учетом что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ определяем мощность на муфте привода:
Вычисляем располагаемую мощность ГТУ ГПА-Ц-1676 по формуле:
Проверяем условие . Условие 60876123 выполняется.
Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН по формуле :
Вывод: по данным расчета на магистральном газопроводе длиной 1670 км принимаем 16 компрессорных станций на каждой из которых установлено 2 центробежных нагнетателя типа CDR-224 с подачей =137 млн. с газотурбинным приводом типа ГПА-Ц-6.3 номинальной мощностью =6300кВт.
3 Расчет экономической эффективности машин или комплексов компрессорной станции
В экономике к мероприятиям направленным на ускорение НТП обычно относят создание производства и испытание новых реконструктивных и модернизированных существующих средств и орудий труда (машин и оборудования зданий материалов и энергии) технологических процессов а также способов и методов организации производства труда и управления.
Мероприятия НТП должны обеспечивать выполнение работ (выпуск продукции или оказание услуг) позволяющие полно и качественно удовлетворять общественно – необходимой потребности. Способствовать повышению техника – экономического уровня производства решению социальных экономических и других задач развития народного хозяйства и обеспечивать получение экономического эффекта.
При этом на стадиях техника – экономического обоснований (ТЭО) выбор наилучшего варианта при формирования планов научных исследования и опытно – конструктивных работ (НИКОР) должен соблюдаться народно – хозяйственный подход который предполагает:
Учет всех сопутствующих позитивных или негативных результатов мероприятий в других сферах народного хозяйства включая социальную экономическую внешнеэкономическую;
Проведение расчетов экономической эффективности по всему циклу разработки и реализация мероприятий НТП включая НИОКР освоение и серийное производство а так же период испытания результатов осуществления мероприятия в народном хозяйстве;
Приведение равномерных затрат и результатов к единому расчетному году.
К типовой методике при сопоставлении различных вариантов хозяйст-
венных и технических решений при выборе лучшего из них применяется метод сравнительной экономической эффективности. Основными показателями эффективности в этом методе являются приведенные затраты .
Удельная величина приведенных затрат на единицу работ (продукции) по какому – либо 1–му варианту хозяйственного или технического решения определяется по формуле:
З = Сi + EH + Ki (21)
EH – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.
Себестоимость единицы работ по сравниваемым вариантом машин рассчитывается по формуле:
где ПЗ – сумма затрат включающая в себя стоимость работ заработную плату и другие прямые затраты по сравниваемым вариантам тенге;
НР – накладные расходы рассчитываемые в процентах от заработной платы тенге.
С экономической точки зрения приведенные затраты являются условной величиной цены производства где себестоимость является суммой общественного и необходимой частью живого труда а произведение ЕН Ki – некоторая условная величина стоимости прибавочного продукта (прибыли) то выбор наилучшего из производств по наименьшей величине приведенных затрат.
Еще основным показателем при определении эффективности мероприятии НТП является показатель экономического эффекта величина которого определяется как разница между стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятий НТП
Выбор лучшего варианта мероприятия НТП рекомендуется осущевстлять сведущим образом:
Отбираются варианты из потенциально возможных каждый из которых удовлетворяет социальным затратам экологическим требованиям ограничения по времени и др. В числе рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивные техника- экономические показатели которые превосходят или соответствует лучшем мировым достижениям;
По каждому допустимому варианту определяется затраты и экономический эффект;
Выявляется лучший вариант у которого наибольшая величина экономического эффекта при условии его равенства.
Экономический эффект использования мероприятия НТП рассчитывается за весь расчетный период. За начальный год расчетного периода принимается обычно год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия. Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия НТП включая разработку освоение серийное производство и использования.
Равномерные затраты приводятся к единому для всех вариантов мероприятия НТП моменту времени – расчетному году. В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год предшествующий началу использования мероприятия.
Приведение разновременных затрат и результатов всех лет расчетного периода осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент приведения.
Таким образом в настоящие время действует различные методики определения экономической эффективности мероприятий НТП в которых применяется аналогичные приемы но и используются различные показатели и способы их расчета. Поэтому при разработке экономической части дипломного проекта рекомендуется методы сравнительной экономической эффективности как наиболее простые и достаточно апробированные методы выявления лучшего варианта направленных на ускорение НТП.
2 Рекомендуемая методика сравнения различных вариантов мероприятий НТП
Различают два направления использования метода сравнительной экономической эффективности:
Выбором лучшего варианта техники (машин и механизмов) и расчет соответствующего экономического эффекта;
Выбор лучшего варианта проектного (конструктивного) решения. отличие этих направлений состоит в способах расчета текущих единовременных составляющих приведенных затрат.
Рассмотрим первое направление – выбор лучшего варианта машин и механизмов. В том случае удельную себестоимость работ (продукции) можно определить путем давления суммарных эксплуатационных затрат за какой-либо период на оббьем работ (продукции) в выбранных измерениях. Например для определения удельной себестоимости работ по разработки 1м2 траншеи необходимо просуммировать все эксплуатационные затраты: расход топлива заработную плату и т.д. включая накладные расходы на машино-час работы землеройного механизма и разделить эту сумму на его часовую производительность.
После того как по манимому приведенных затрат выбран самый экономичный в данных условиях вариант механизации работ или способ производства который в дальнейшем будет называть новой техникой можно приступить к расчету величины годового экономического эффекта.
В направлении применения методов сравнительной экономической эф-фективности – при выборе лучшего варианта проектного (конструктивного) решения приведенные затраты определяются на весь комплекс работ охватывающий данное проектное решение:
П1 = СOl + EH . КOl . l (23)
l – расчетное время использования этих машин в годах.
Масштаб применения проектного или конструктивного решения ограничивается обычно одним мероприятием (или их комплексом) на одном объекте. Например замена конструкции изменение положения трассы на конкретном участке использование новых конструктивных решений закрепления трубопровода в проектном положении в данных инженерно-геологических и гидрологических условиях производится на конкретном объекте (А1 = А2 = I).
В этом случае экономический эффект от внедрения лучшего проектного решения или способа производства работ может быть определен по формуле:
где П1 и П2 – общие приведенные затраты при осуществлении заменяемого и нового проектного решения.
3 последовательность расчета экономической эффективности мероприятий НТП
3.1 последовательность расчета экономической эффективности машин или комплексов.
) Расчет балансовой ( инвентарно-расчетной) стоимости сравниваемых машин и механизмов используемых при выполнении работ по реализации сравниваемых проектных решений;
) отпускные цены на применяемые в сравниваемых проектах решениях (способах производства работ0 оборудование;
) технические характеристики оборудования (Таблица 6 и 7);
) расчетное время использования средств механизации при выполнении работ по сравниваемым проектным решениям.
Сравниваемых машин или комплексов может быть несколько. Тогда из всего набора выбирается лучший вариант для которого Зi = min
Таблица 3 – Характеристика оборудования
№ варианта и наименование
Марка центробежного нагнетателя
Производительность Q млн.м3сут
Центробежный нагнетатель
Балансовая стоимость CDR-224: Сбал1 = 71050 EUR
Балансовая стоимость ГПА–Ц-6.3: Cбал2 = 88357 EUR.
Таблица 4 – Расчет заработных плат по сравниваемым вариантам машин
Техническое обслуживание чел.
Заработная плата 1 – го рабочего
Находим себестоимость единицы работ по формуле:
С1 = 174000 + 17400 = 191400 EUR
С2 = 128000 + 12800 = 140800 EUR
Годовой фонд работ времени механизма 350 дней
0 – Х => 100 900 350 = 257
95 – Х => 100 1195350 = 341
Таблица 5 – расчет приведенных затрат по сравниваемым вариантам машин
Себестоимость комплекса работ EUR.
Нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности
Общие капитальные вложения EUR.
Расчетный коэффициент использование капитальных вложений в год
Приведенные затраты по варианту EUR.
Находим приведенные затраты:
П1 = 191400 + 0.12 71050 3.41 = 220473.66
П2 = 140800 + 0.12 88357 2.57 = 168049.3
Подчитываем величину годового эффекта по формуле 4:
Э = З2 – З1 = 220473.66 – 168049.3 = 52424.36 EUR
Экономический эффект от применения данного оборудования составляет 52424.36 EUR.
В результате проведенного экономического расчета по выбору наиболее эффективного и лучшего варианта пришли к выводу что компрессор по первому варианту типа CDR-224 более экономичен в применении по основным показателям таких как отпускные цены технические характеристики расчетное время использования оборудования себестоимость и приведенным затратам чем второй вариант компрессор типа ГПА–Ц-6.3. CDR-224 принят в дипломной работе.
Экономический эффект от применения данного оборудования составляет 52424.36 EUR.
Таблица 6. Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей при номинальном режиме работы.
Приведенные параметры
Таблица 7. Техническая характеристика некоторых типов ГПА с газотурбинном приводом
Частота вращения силового вала мин - 1
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ
Охрана труда и окружающей природной среды охватывает целый комплекс технических технологических организационных и экономических мероприятий осуществляемых с одной целью - снижение воздействия производственных процессов на обслуживающий персонал и окружающую среду. Отсюда возникает необходимость разработки подхода к организации управления этой сферой деятельности предприятий.
Принцип комплексности в управлении охраной труда и окружающей среды предполагает учет всех сторон промышленной безопасности и природоохранной деятельности включая вопросы определения окружающей среды в процессе производства источников и масштабов загрязнения оценки экономического ущерба причиняемого народному хозяйству загрязнением среды внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности общей оценки природоохранной деятельности предприятий разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на обслуживающий персонал и окружающую среду.
Определение путей улучшения промышленной безопасности и природоохранной деятельности нефтегазодобывающего объединения и его предприятий предполагает не только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий но и совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану труда и окружающую среду совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий улучшение организации работ и материально-технического снабжения повышение роли моральных стимулов улучшение пропаганды и т.д.
Природный газ является одними из основных энергоносителей без которого ни одна отрасль народного хозяйства не сможет обеспечить себе динамичное развитие. Поэтому необходимо эффективно управлять развивать и применять передовые технологии в том числе технологии ресурсосбережения в магистральном транспорте газа.
Важная задача ресурсосбережения в трубопроводном транспорте сегодня – уменьшение прямых потерь газа при транспортировке и утилизация выбросов газа для собственных технологических нужд.
Примерно 35-55 % от объема добычи газа по тем или иным причинам сжигается на факелах или попадает в окружающую среду. Выбросы метана в атмосферу по некоторым данным составляют 4 млрд м3 в год.
Ввиду большого количества выбросов газа и их негативного воздействия на окружающую среду был создан ряд законодательных проектов об энергосбережении и принятие обязанностей в рамках Киотского протокола согласно которым необходимо обеспечить к 2023 году сокращение выбросов газов в атмосферу на 40 % относительно базового уровня.
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) высокой мощности установленные на современных компрессорных станциях являются инженерными сооружениями эксплуатация которых неизбежно происходит с серьезными загрязнениями окружающей среды.
При работе ГПА и разных технологических систем компрессорных станций происходят выбросы загрязняющих веществ в атмосферу сбросы вредных веществ в водоемы образование токсиносодержащих отходов различные воздействия на почву на территории компрессорной станции и т.п.
Выбросы вредных веществ на компрессорных станциях можно подразделить на две большие группы: выбросы выхлопных газов как продуктов сгорания при эксплуатации ГПА и выбросы непосредственно природного газа в окружающую среду.
Проанализировав опыт эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ) становится видно что в процессах запуска и остановки газотурбинного агрегата выбросы природного газа в атмосферу складываются из:
- количества пускового газа для работы турбодетандера;
- количества газа затрачиваемого на продувку контура нагнетателя которое составляет порядка 50-200 м3 в зависимости от типа нагнетателя;
- затрат импульсного газа применяемого для работы технических кранов.
Количество пусков и остановок газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях зависит от следующего ряда причин:
- технического состояния агрегатов;
- технологических потребностей;
- требований завода-изготовителя ГПА.
Выбросы вредных веществ на компрессорных станциях (КС) можно разделить на две основные группы:
- выбросы (эмиссия) природного газа;
- выбросы продуктов сгорания (выхлопных газов).
Распределение общей величины выбросов природного газа при его транспорте можно представить в виде следующих соотношений:
Общая величина выбросов природного газа на КС - 100%
При пусках и остановках ГПА (турбодетандер контур нагнетателя) - 73%
Утечки (фугитивные выбросы) - 17%
- уплотнения запорной арматуры по штоку - 186%
- фланцевые и резьбовые соединения - 047%
- предохранительные клапаны - 29%
- уплотнения затвора свечной запорной арматуры - 767%
- уплотнения компрессоров - 281%
- другое технологическое оборудование - 129%
Ремонтные работы аварийные ситуации и др. - 6%
Воздействие на почву и недра -25%
Приблизительные значения выбросов природного газа при выполнении технологических операций ГПА представлены на рисунке 1.
Рисунок 1. Процентное соотношение выбросов природного газа на ГПА
Потому при разработке мероприятий по охране труда и технике безопасности на нефтегазодобывающем объекте следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности" "Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти и газа на предприятиях нефтегазовой промышленности" "Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий" и др. нормативно-правовыми актами.
Автоматизация производственных процессов на компрессорной станции является решающим фактором в повышении производительности труда. Механизация освобождает рабочего от тяжёлого физического труда при выполнении основных и вспомогательных операций. Автоматизация позволяет практически полностью вывести человека из опасных зон превращая его из работника тяжёлого труда в оператора. Важно понимать что к работе допускаются лица достигшие 18 летнего возраста прошедшие медкомиссию и аттестацию в установленном порядке имеющие необходимое образование для выполнения необходимых операций.
Расположение оборудования
Основное оборудование находится на компрессорной площадке. Газоперекачивающие агрегаты расположены в блок-боксах заводского изготовления. Они состоят из двух половин: в одной расположен нагнетатель в другой - турбина. Газовая турбина устанавливается на отметке «0» на направляющих рельсах что необходимо для выката турбины из блок-бокса при производстве ремонтных работ. Здесь же в машинном зале расположена система маслохозяйства и щиты автоматики. Помещение нагнетателя отделено от машинного отделения перегородкой обеспечивающей герметичность одного отделения от другого.
Расстояние между блок-боксами выдерживается согласно противопожарных норм и составляет не менее 24м.
Рабочее место машиниста компрессорной установки организуют исходя из условий обеспечения безаварийной и бесперебойной работы оборудования. На рабочем месте вывешивают инструкцию по обслуживанию определяющую назначение и показатели установки ее технологическую схему обязанности и права машиниста правила обслуживания возможные неисправности и способы их устранения порядок приема и сдачи смены. Рабочее место комплектуют необходимыми инвентарем и инструментами. Размеры машинного зала параметры оборудования для его отопления и вентиляции должны удовлетворять действующим нормам условиям безопасного обслуживания.
Обеспечение прочности герметичности и коррозийной стойкости оборудования.
Износ трубопроводов арматуры деталей обвязки на компрессорной станции обусловлен воздействием механических нагрузок температурными и атмосферными изменениями коррозией. Всё это может иметь серьёзные последствия вплоть до аварии. Герметичность оборудования обеспечивается уплотняющими устройствами лабиринтами препятствующими выходу масла из полости нагнетателя. Для защиты от коррозии применяются установки катодной защиты (УКЗ).
Проектом предусматриваются следующие мероприятия по элекробезопасности:
заземление металлических частей электрооборудования через контуры заземления;
защита от статического электричества во взрыво - и пожароопасных производствах путём заземления технологического оборудования;
молниезащита взрывоопасных зданий и сооружений компрессорной станции выполнена по второй категории; пожароопасных зданий и наружных установок - по третьей категории согласно КД 34.21.122-87;
оборудование всех электроустановок комплектами изолирующих средств индикаторами напряжения переносными заземлениями плакатами по охране труда.
Защитные устройства и знаки безопасности
На компрессорной станции используются следующие защитные устройства: экраны; предохранительные клапаны; концевые выключатели; механические и электрические блокировки.
Также на компрессорной станции применяются знаки безопасности и указатели: запрещающие и предписывающие.
Доступные прикосновению токоведущие части должны быть надежно ограждены изолирующими щитками и ширмами снабжены предупредительными плакатами: "Стой - опасно для жизни. Под напряжением".
На рукоятках всех отключающих устройств при помощи которых может быть подан ток к моменту проведения ремонтных работ необходимо вывешивать предупредительные плакаты: "Не включать - работают люди".
Снимать знак безопасности и плакат "Не включать - работают люди" следует после записи в журнале об окончании работы с указанием ответственного лица сообщившего об этом.
Безопасность подъёмно-транспортных операций
На компрессорной станции применяются грузоподъёмные механизмы как в цехах (кран - балки) так и на открытых площадках (мобильные краны) для производства регламентных и ремонтных работ.
Безопасная работа с грузоподъёмными механизмами регламентируется «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов». Для надёжности безопасности работ грузоподъёмные машины и механизмы проходят освидетельствование. В обеспечении безопасности работ с грузоподъёмными механизмами большое значение имеет также правильный подбор грузозахватных приспособлений. Кран-балки должны быть снабжены следующими приборами и устройствами:
- концевыми выключателями для автоматической остановки механизмов передвижения крана
- ходовой тележки и подъёма грузозахватных органов;
- блокировкой для автоматического снятия напряжения
- звонковой сигнализацией.
Мобильные краны также имеют ряд устройств безопасности: ограничители грузоподъёмности со звуковым и блокировочным приборами; концевые выключатели ограничения подъёма груза стрелы и прочее.
Подъемные устройства и такелажную оснастку своевременно подвергают периодическим проверкам и испытаниям.
При сборке и разборке агрегата ГПА с подъемом отдельных узлов и деталей необходимо использовать только исправные штатные и другие грузоподъемные средства и соответствующие поднимаемому грузу стропы.
Категорически запрещается превышать установленную грузоподъемность кранов талей и стропов.
Допускаемая грузоподъемность и сроки технического освидетельствования грузоподъемных средств должны быть указаны на оборудовании и приспособлениях. Все крановщики и стропальщики должны иметь удостоверения в соответствии с требованиями Ростехнадзора России.
Обеспечение пожарной безопасности объекта
Приборы и средства автоматизации выбраны с учётом требований предъявляемых к оборудованию размещённому на площадках с повышенной степенью взрыво- и пожароопасности. Электрические провода прокладываемые в зонах категорий В-1А и В-1Г защищаются металлическими трубами. Приборы соединительные коробки броня кабеля - заземляются. Искробезопасные сети прокладываются отдельно.
Взрывобезопасность обеспечивается применением соединительных коробок и датчиков с соответствующей степенью взрывозащиты. В помещениях с повышенной взрывоопасностью осуществляется непрерывный контроль загазованности. Для разовых проверок предусматриваются переносные газоанализаторы.
При возникновении пожара происходит автоматическая блокировка вентиляционных систем в производственных помещениях и пуск пожарных насосов. Обслуживание и ремонт средств автоматизации ведётся соответствующими службами.
На КС предусмотрены:
- Автоматическая пожарная сигнализация. Для автоматической подачи сигнала о возникновении очагов пожара в помещениях предусматривается установка автоматических пожарных извещателей дымового (ИП 212-2) и теплового (ИП 105-2) действия которые включаются в пожарный сигнально-пусковой концентратор ППС. [20]
-Пожарная сигнализация ручного действия. Для ручной подачи сигнала о возникновении пожара в помещениях и на территории компрессорной станции предусматривается у входов вышеназванных помещений имеющих искусственное освещение установка пожарных ручных извещателей ИПР на высоте 15 м от уровня земли.
-Система предотвращения пожара. Для предотвращения возможности образования горючей среды на площадке газоперекачивающих агрегатов применяется система предусматривающая: применение негорючих и трудно-горючих веществ и материалов; установка пожарного оборудования в изолированном помещении.
Для горючих веществ применяется герметичное оборудование и запорные шары. Для предотвращения попадания в горячую среду источников зажигания предусматривается применение электрооборудования соответствующего классу взрыво-пожароопасности группе и категории взрывоопасной смеси.
Система противопожарной защиты объекта.
На компрессорной станции для предупреждения распространения огня в цехе применяются огнестойкие противопожарные стены отделяющие машинный зал от нагнетательного которая образует разрыв между пожаро- и взрывоопасными установками. Противопожарные стены применяются в связи с тем что нагнетатели эксплуатируются во взрывоопасной зоне В - 1а. Для защиты объектов компрессорной станции применена химическая автоматическая система пожаротушения БАГЭ4 - 1 и БАГЭ2 - 1 с применением хладона а также порошковых огнетушителей ОП-50 ОП-10 ОП-5 в зависимости от места установки. В местах связанных с присутствием электроустановок применяются углекислотные огнетушители ОУ-5 ОУ-6.
. Обязанности работника в области безопасности и охраны труда Работник обязан:
) соблюдать требования норм правил и инструкций по безопасности и охране труда а также требования работодателя по безопасному ведению работ на производстве;
) использовать по назначению спецодежду индивидуальные и коллективные средства защиты;
) немедленно сообщать своему непосредственному руководителю о каждом несчастном случае происшедшем на производстве о признаках профессионального заболевания а также о ситуации которая создает угрозу жизни и здоровью людей;
) проходить обязательные предварительные периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры и предсменное медицинское освидетельствование в случаях предусмотренных законодательством Российской Федерации а также при переводе на другую работу с изменениями условий труда либо при появлении признаков профессионального заболевания за счет средств работодателя.
) применение средств измерений не прошедших государственные испытания поверку метрологическую аттестацию инструментов не соответствующих утвержденному типу;
) применение товаров материалов сырья не соответствующих санитарно - эпидемиологическим правилам и гигиеническим нормативам.
Общие требования техники безопасности на объекте:
При получении новой (незнакомой) работы требовать от мастера допо-лнительного инструктажа по технике безопасности.
При выполнении работы нужно быть внимательным не отвлекаться посторонними делами и разговорами и не отвлекать других.
В случае травмирования или недомогания прекратить работу известить об этом мастера и обратиться в медпункт.
Ниже приведены специальные требования безопасности.
Перед началом работы:
Привести в порядок свою рабочую одежду: застегнуть или обхватить широкой резинкой обшлага рукавов; заправить одежду так чтобы не было развевающихся концов одежды;
Надеть рабочую обувь. Работа в легкой обуви (тапочках сандалиях босоножках) запрещается ввиду возможности ранения ног острой и горячей металлической стружкой.
Внимательно осмотреть рабочее место привести его в порядок убрать все загромождающие и мешающие работе предметы. Инструмент приспособления необходимый материал и детали для работы расположить в удобном и безопасном для пользования порядке. Убедиться в исправности рабочего инструмента и приспособлений.
Убедиться что на рабочем месте пол в полной исправности без выбоин без скользких поверхностей и т. п. что вблизи нет оголенных электропроводов и все опасные места ограждены.
При работе с талями или тельферами проверить их исправность приподнять груз на небольшую высоту и убедиться в надежности тормозов стропа и цепи.
При подъеме и перемещении тяжелых грузов сигналы крановщику должен подавать только один человек.
Строповка (зачаливание) груза должна быть надежной чалками (канатами или тросами) соответствующей прочности.
При установке тяжелых деталей выбирать такое положение которое позволяет обрабатывать ее с одной или с меньшим числом установок.
Заранее выбрать схему и метод обработки учесть удобство смены инструмента и производства замеров. Перед началом работы необходимо пройти инструктаж либо получить наряд=допуск на выполнение работ.
2 Охрана окружающей среды
Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных газопроводов – одна из важнейших задач от правильности решения которой зависит не только сохранность окружающей среды но и в значительной мере надежность самих газопроводов. Мероприятия по охране окружающей среды не могут быть разовыми после выполнения которых не требуется больше заниматься природной проблемой. Охрана окружающей среды начинается одновременно с началом строительства трубопровода и осуществляется в течение всего периода его эксплуатации.
При строительстве промышленных объектов запрещается применение таких методов работ которые могут привести к стойким или вредным последствием для окружающей среды включающей ландшафтные почвенные водные и растительные ресурсы воздух и животный мир; запрещается я применение технологий в проектируемых и сооружаемых объектах которые могут оказывать длительное вредное воздействие на окружающею среду; требуется предусматривать в проектах необходимые защитные сооружения конструкции и технологии которые обеспечили бы минимальные вредные воздействия на окружающею среду в период строительства и эксплуатации промышленных объектов в том числе и газопроводов.
2.1 Выбросы вредных веществ в атмосферу
Основные виды и источники эмиссии метана (как основного компонента природного газа) на КС могут быть сгруппированы по следующим категориям:
а) Плановая (проектная) эмиссия то есть выбросы газа в атмосферу связанные с повседневной технологически необходимой эксплуатацией оборудования сопутствующие стандартным условиям эксплуатации технологических установок. Например это выбросы из предохранительных клапанов срабатывающих при определенном давлении турбодетандеров дегазаторов и другого подобного технологического оборудования газотранспортной системы. Плановыми (проектными) они называются потому что величины утечек такого рода определяются на основе технических параметров оборудования и могут быть проверены с помощью селективных (выборочных) измерений или расчетов.
Основная величина выбросов связанных с проведением технологических операций на КС приходится на операции выполняемые при пусках и остановах ГПА.
б) Эмиссия при эксплуатации и ремонтных работах на объектах газотранспортной системы связанная с периодически проводимыми мероприятиями по поддержанию работоспособности этих объектов.
Относительно большие выбросы газа при эксплуатации технологического оборудования компрессорных станций занимают пылеуловители. Годовые потери на продувку пылеуловителей на некоторых КС достигают 10 млн.нм.
К основным факторам определяющим объем потерь газа при продувках пылеуловителей относятся:
- технологическая схема продувки пылеуловителей (открытая закрытая);
- вид продувки (ручная автоматическая);
- рабочее давление газа в пылеуловителях;
- частота и продолжительность продувок.
в) Фугитивные (диффузионные) выбросы то есть постоянные и непреднамеренные утечки природного газа через негерметичные соединения оборудования. Величина эмиссии данного типа может быть определена путем проведения непосредственных измерений.
Попытки оценить их расчетным путем связаны с большими погрешностями в вычислениях. Фугитивные выбросы характеризуются устойчивыми и непрерывными утечками газа в атмосферу через разного рода негерметичности арматуры КС и отверстия (свищи) в стенках трубы или оборудовании КС. Хотя большинство фугитивных утечек на элементах газопровода - это маленькие точки эмиссии однако большое количество таких источников в итоге приводит к значительным суммарным потерям природного газа.
Появление фугитивных утечек природного газа связано с наличием неплотностей:
- в сальниковых и других уплотнениях запорной арматуры;
- в стыковых соединениях (фланцы резьбовые соединения);
- на участках пораженных коррозией;
- в местах со скрытым браком и других механических повреждений.
На нагнетателях есть несколько кранов которые могут быть источником крупных потерь газа. Источниками фугитивных выбросов газа могут быть различные шаровые краны и задвижки которые направляют и регулируют газовый поток при его прохождении через узлы компрессорной станции; возможны утечки газа на предохранительных клапанах нагнетателей пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаждения. Кроме того утечки могут происходить по многочисленным фланцам небольшим сварным и резьбовым соединениям труб которые есть на всех узлах станции. Все эти узлы как правило необходимо осматривать при проведении обследования компрессорной станции не только визуальными методами но и портативными газоанализаторами метана в атмосферном воздухе.
Работы по устранению и сокращению величины фугитивных потерь газа наиболее выгодно выполнять после вычисления доли утечки для каждого вида оборудования КС что позволяет определить где и какие мероприятия следует провести в первую очередь чтобы оптимально снизить потери природного газа при его транспорте.
г) Аварийные выбросы то есть потери природного газа при аварийных разрывах и других нарушениях герметичности оборудования КС. Величина этих потерь оценивается на основе статических данных по каждому индивидуальному случаю в отдельности.
Работа газопроводных систем иногда сопровождается непредвиденными аварийными выбросами газа при полном или частичном разрыве газопроводов и разгерметизации оборудования КС. Под аварией понимается повреждение системы приводящее к частичной разгерметизации или полному разрыву с выбросом под большим давлением вредных веществ в атмосферу в количествах которые могут вызвать массовое поражение людей и окружающей среды. В среднем за год при авариях выбрасывается более 200 млн.м3природного газа.
Практика эксплуатации магистральных газопроводов показывает что наибольшее число нарушений их герметичности связано с коррозионным разрушением материала трубы под воздействием окружающей среды. Второе место занимают аварии из-за разрушения сварных швов в связи с их некачественным выполнением при монтаже третье - из-за механических повреждений газопроводов
Для снижения эмиссии метана в атмосферу проводят различные мероприятия. В их числе:
- разработка новых технологий работы оборудования;
- использование сжатого воздуха для запуска ГПА или электрозапуска;
- применение безпродувочных технологий;
- поддержание запорной арматуры в герметичном состоянии;
- соблюдение технологической дисциплины;
- другие конструкторско-технологические решения.
При этом особое внимание необходимо уделять эмиссии фугитивного типа поскольку именно тут находятся основные резервы снижения эмиссии метана. Для этого необходимо регулярно проводить контрольный поиск замер величины и устранение утечек природного газа через неплотности различного оборудования КС.
Выбросы в составе выхлопных газов
Кроме выбросов природного газа (метана) на КС присутствуют еще и выбросы вредных веществ образующихся в результате сгорания топлива на ГПА и котельных.
К их числу относятся:
- продукты сгорания: азот водяные пары углекислый газ;
- двуокись углерода;
- углеводороды (в том числе не полностью сгоревший метан);
При сжигании сероводородсодержащих газов (Оренбургское Астраханское месторождения) в атмосферу выбрасывается также серный и сернистый ангидриды несгоревший сероводород. Количество выбросов вредных веществ зависит и от типа газоперекачивающих агрегатов.
Одной из основных экологических проблем сопутствующих добыче транспорту хранению и переработке природного газа является нарушение почвенного покрова в связи с механическим воздействием и химическим загрязнением.
Принимаемые меры по охране земель:
- минимизация отводов под строительство объектов;
- защита земель от ветровой эрозии путем посева трав кустарников и деревьев;
- рекультивация нарушенных земель;
- предупреждение загрязнения земель отходами производства;
- применение биоиндикации для определения уровня техногенного загрязнения.
В соответствии с требованиями природоохранного законодательства все земли нарушенные в период цикла строительства подлежат восстановлению т.е. рекультивации - комплексу мероприятий направленных на восстановление хозяйственной медико-биологической и эстетической ценности нарушенных ландшафтов.
Работы по рекультивации выполняются в два этапа: технический и биологический:
- технический - подготовка земель для последующего целевого использования в народном хозяйстве;
- биологический - восстановление плодородия осуществляемое после технического этапа и включающее комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий направленных на возобновление биоты (микробиологического состава почвы).
Рекультивированными считаются земли приведенные в состояние пригодное для использования в народном хозяйстве (сельском лесном водном и др.) и переданные землепользователям по актам в соответствии с действующим порядком передачи рекультивированных земель предприятиям организациям и учреждениям проводящими строительные и иные работы связанные с нарушением почвенного покрова.
Предприятия газовой отрасли рекультивационные работы ведут по классической схеме: технический этап + биологический. При отсутствии химического или иного загрязнения почв ограничиваются техническим этапом. В большинстве случаев необходима биологическая рекультивация предусматривающая очистку почв от загрязнителей основным из которых являются нефтепродукты.
На практике в целях рекультивации загрязненных нефтепродуктами земель в настоящее время проводятся следующие мероприятия:
- землевание - засыпка землей загрязненных участков почв;
- выжигание с последующим землеванием;
- сгребание и вывоз загрязненного слоя почвы с последующим ее захоронением.
Следует заметить что эти методы не способствуют восстановлению почв и растительности а скорее сами наносят дополнительный ущерб природе.
Самые совершенные методы по очистке почв от нефтепродуктов в настоящее время - это различные микробиологические методы.
Одним из основных элементов Единой системы газоснабжения являются подземные хранилища газов (ПХГ). ПХГ в пористых структурах и отработанных месторождениях способствуют расширению использования наиболее идеального с точки зрения экологии вида топлива - газа. При квалифицированном применении современных методов строительства и эксплуатации хранилищ практически исключается отрицательное воздействие на природу.
Однако при разработке газовых и газоконденсатных месторождений а также эксплуатации ПХГ проявляются геодинамические процессы в виде деформаций (просадок) земной поверхности и сейсмических толчков разной силы.
Техногенные последствия геодинамических процессов могут отразиться на нарушении устойчивости промысловых сооружений и трубопроводов а также привести к возникновению аварийных ситуаций с выходом пластовых флюидов на поверхность и разрушением инженерных сооружений.
В газовой промышленности используются разнообразные методы подземного захоронения сточных вод таких как:
- закачка через глубокие скважины в поглощающие и продуктивные горизонты;
- закачка в искусственные подземные емкости;
- закачка небольшого объема токсичных сточных вод вместе с цементным раствором в толщу слоистых или сланцевых горных пород и др.
Подземное захоронение промышленных стоков позволяет предотвратить загрязнение ими грунтов открытых водоемов пресных подземных вод.
Следует заметить что подземное захоронение используется лишь в исключительных случаях когда невозможна их очистка обычными способами. Кроме того полигоны подземного захоронения могут быть источниками загрязнения пресных хозяйственно-питьевых вод верхних горизонтов.
Экологический гидрогеологический мониторинг то есть периодические повторяющие наблюдения предусматривает слежение за подземными и поверхностными водами а также слежение за всеми взаимосвязанными средами (атмосферой осадками породами и пр.).
2.4 Воздействие на окружающую среду в период строительства и эксплуатации компрессорной станции
Контроль за соблюдением нормативов ПДВ выполняется в соответствии с требованиями "Методического пособия по расчету нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (Дополненное и переработанное)".
Производственный контроль за соблюдением нормативов выбросов подразделяется на два вида:
контроль непосредственно на источниках;
контроль за содержанием загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) и ближайших населенных пунктов.
Для снижения негативного воздействия КС предусматривается комплекс мероприятий:
– своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов автотранспорта и строительной техники;
– постоянный контроль на токсичность выхлопных газов автотранспорта и выполнение немедленной регулировки двигателей в случае превышения нормативных величин;
– выбор оборудования арматуры трубопроводов средств КИПиА в соответствии с параметрами технологического процесса компремирования газа и условиями эксплуатации КС;
– автоматическое регулирование и контроль расчетных параметров сигнализация об отклонениях от них возможность автоматического дистанционного и ручного управления арматурой для прекращения процесса в необходимых случаях;
– максимальное исключение фланцевых соединений;
– защита от механических повреждений эрозионного износа оборудования и трубопроводов;
– автоматическое или дистанционное отключение аварийного участка (или всей КС) обеспечение взрывопожаробезопасности предупреждение развития промышленных аварий;
– контроль за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных и передвижных источников загрязнения.
В целом аварии на компрессорных станциях не являются глобальными и носят локальный временный характер. Вследствие этого их последствия не могут быть катастрофическими на окружающую среду. Площадка КС в полной мере охвачена техническими и организационными мероприятиями по предотвращению распространения аварийных выбросов что определяет в общем случае локализацию поражающих факторов в пределах территории КС.
Прежде всего как строители так и эксплуатационники должны понимать что обеспечение решения наилучших условий для окружающей среды является одновременно и гарантией создания наиболее благоприятных условий для работы самого газопровода.
Выбор трассы. Выбор трассы представляет большие возможности для уменьшения числа вредных воздействий на окружающею среду.
Пересечение водотоков. Наименьший вред окружающей среде наносится при пересечении водотоков по надземной схеме. Пересечение крупных горных рек должно осуществляется только по надземной схеме.
Прокладка в тоннелях в горных условиях наиболее предпочтительная с точки зрения охраны как природы так и самого газопровода.
Оползни. Обрушение оползней приводит к наиболее значительными нарушениям состояния окружающей среды.
Испытания трубопроводов. При испытании трубопровода водой должны быть точно определенны места водозабора и слива воды из труб после испытания.
Установка отсекающей арматуры.
Строительная полоса. При выполнении строительно-монтажных работ должны соблюдаться строгие требования к обеспечению чистоты местности после окончания строительных работ.
Рекультивизация земель и посев трав и иной закрепляющей грунт растительности. Для предотвращения роста промоин на склонах где проложена трасса газопровода необходимо проведение мероприятий по снижению расхода и гашению скорости формирующихся временных стоков вод. Особое внимание должно быть уделено выращиванию многолетних трав так как они прекрасно защищают почву от эрозии и прекращают дальнейшее образование промоин.
Пред началом строительства и при строительстве должна проводится разъяснительная работа по проблеме охраны природы в зоне строительства газопроводов.
Проектом должны предусматриваться защитные меры по сохранению окружающей среды.
Активизация оползней. Перемещение грунта вдоль труб приводит к ихcоголению на продольных уклонах. Перемещение грунта поперек труб – наиболее опасное силовое воздействие грунта на трубопровод – обычно приводит к разрушению труб.
Аварийные сбросы газа и систематические утечки. Под аварийными понимается сбросы газа в окружающею среду при разрывах труб.
Пожары. По данным газовой инспекции Мингазпрома около 80% от общего числа аварий связанных с выходом газа сопровождается пожарами.
Использование промежуточных компрессорных станций позволяет производить транспортировку газа с существенной экономией энергоресурсов. От уровня автоматизации КС зависит безопасность и эффективность технологического процесса.
В данном дипломном проекте:
-изучена принципиальная технологическая схема компрессорной станции. Технология включает процессы очистки компримирования и последующего охлаждения газа;
-описана существующая система автоматизации станции. Структура комплексной системы автоматизации станции является иерархической на нижнем уровне управления автоматизирован запуск компрессора.
-произведен анализ производственных опасностей и вредностей;
-выполнен расчет по оценке экономической эффективности инвестиций.
В результате проведенных работ получены следующие выводы:
-использование разработанной программы логического управления компрессорами повысит скорость их запуска остановки и переключения. Четкий контроль логики снизит вероятность возникновения аварийных ситуаций;
-принятые на станции меры по охране труда и технике безопасности отвечают всем действующим нормативным документам уровень шумового воздействия ГПА не превышает установленные санитарно-защитные нормы;
-проведена оценка экономической эффективности в результате проведенного экономического расчета я пришел к выводу что компрессор типа CDR-224 более экономичен в применении по основным показателям таких как отпускные цены технические характеристики расчетное время использования оборудования себестоимость и приведенным затратам чем второй вариант компрессор типа ГПА–Ц-6.3. Он принят в дипломной работе. Экономический эффект от применения данного оборудования составляет 52424.36 EUR что составляет 853423992 рублей в год.
В процессе обработки литературы по данной выпускной квалификационной дипломной работе я почерпнул для себя много полезной и интересной информации по устройству монтажу и эксплуатации технологических трубопроводов насосных станций. Я уверен что данная информация окажется нужной и полезной в моей дальнейшей учёбе и работе.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Бобрицкий Н. В. Основы нефтяной и газовой промышленности Н.В. Бобрицкий. - М.: Книга по Требованию 2012. - 202
Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности. – М.: Недра 1989;
Комков В. А. Насосные и воздуходувные станции В.А. Комков Н.С. Тимахова. - М.: ИНФРА-М 2015. - 256 c.
Коршак А. А. Компрессорные станции магистральных газопроводов. Учебное пособие А.А. Коршак. - М.: Феникс 2016. - 160 c.
Коршак Алексей Анатольевич Компрессорные станции магистральных газопроводов. Учебное пособие. Гриф УМО вузов России Коршак Алексей Анатольевич. - М.: Феникс 2016. - 327 c.
Мешалкин В. П. Компьютерная оценка воздействия на окружающую среду магистральных трубопроводов. Учебное пособие В.П. Мешалкин О.Б. Бутусов. - М.: ИНФРА-М 2016. - 450 c.
Мурзакаев Ф.Г. Химизация нефтегазодобывающей промышленности и охрана окружающей среды. - М. 1999. - 35 с.
Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. 2-е изд. перераб. и доп. Халлыев Н.Х. Будзуляк Б.В. Н.Х. Халлыев Б.В. Будзуляк. - М.: МАКС Пресс 2016. - 287 c.
Нормативная литература:
- СП 62.13330.2011* Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002;
- СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*;
- СП 86.13330.2014. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80*;
- СП 62.13330.2011*. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002;
- СП 123.13330.2012. Свод правил. Подземные хранилища газа нефти и продуктов их переработки. Актуализированная редакция СНиП 34-02-99;
- ГОСТ 32569-2013. Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах;
- ГОСТ Р 55989-2014 Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования;
- Приказ Минтруда РФ от 01.06.2015 N 336Н «Об утверждении правил по охране труда в строительстве»;
- Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 531 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления»;
- Письмо Ростехнадзора от 19.12.2019 N 08-00-13603 «О требованиях Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздуховодов и газопроводов (ПБ 03-581-03)»;

узел прокладка в футляре.cdw

Пенополиуретан ("Пенофлекс")
согласно СП42-101-2003
Футляр из полиэтилена ПЭ80 SDR17.6
Контрольная трубка Ф33.5х2.8
ГОСТ 3262-75 Вст3сп2 ГОСт 380-94
Неразъемное соединение "полиэтилен-сталь" (сп)
Ф3232 Ту 2248-025-00203536-96
Труба из полиэтилена ПЭ80 SDR13.6 Ф32
Седелка 225х32 ТУ 6-19-359-97
Полиэтиленовая диэлектрическая
Металлический кронштейн
Прокладываеиый газопровод
Плита металлическая опорная
Данный тип металлических опор из труб ГОСТ 3262 - 75 принимается
при монтаже надземных газопроводов Dу 20 - 150.
Допустимые пролеты между опорами приняты с учетом обеспечения прочности
не превышая его прогиба 0
а также с учетом возможного
выпадания одиночных опор.
Сварные стыки на газопроводе должны находится от края опоры на расстоянии
Опоры устанавливаются в бетонном основании (бетон М100).
Для защиты газопровода и опор от атмосферной коррозии их необходимо
окрасить эмалью ПФ 115 ГОСТ 6464 - 76 за 2 раза по грунтовке
ГФ - 021 ГОСТ 25129 - 82.
Длины футляров отмечаются на плане газопровода
Переходы всех категорий трубопроводов осуществляется в защитном футляре и кожухе
Футляры из стальных труб
диаметр которых определяется конструкцией перехода и производственных работ.
Диаметр защитного кожуха больше диаметра рабочего ТП на 200мм.
Защитные кожухи предохраняют ТП от внешних(движущегося транспорта
движение грунтовых вод
ситуациях и позволяют производить ремонтные работы без нарушений движения транспорта.
Манжеты предназначены для герметизации внутритрубного пространства между защитным кожухом
и трубопроводом и должны выдерживать взаимодействие грунта и грунтовых вод.
Вытяжные свечи выносятся на расстоянии 40 м от жд и 25 м от автодороги.
Высота заглубления при пересечении автодороги 1
м от верха полотна дороги до верхней образующей футляра.
Узел перехода газопровода
Узел устройства металлической опоры;
Узел перехода газопровода под автодорогой
Устройство металлической опоры