Диплом Расчет Компрессорного цеха

Содержание

              Содержание

1.   Введение

2.   Аналитический  обзор

    2.1.   Газоперекачивающие  агрегаты  с  газотурбинной  установкой

    2.2.   Газоперекачивающие  агрегаты  с  электроприводом

Газоперекачивающие  агрегаты  с  газомотокомпрессорной

установкой

3.  Разработка  проекта

Расчёты  участка  магистрального газопровода

              3.1.1. Расчет  плотности  газа

              3.1.2. Теплогидравлический  расчёт  проектируемого

                         участка  магистрального  газопровода

              3.1.3. Расчёт  трубопровода  на  прочность  и  устойчивость

Экономическое  обоснование  выбранного  варианта

         строительства  КС

              3.2.1   Исходные  данные

              3.2.2.  Определение  капитальных  вложений

              3.2.3.  Определение  эксплуатационных  затрат

Определение  удельной  стоимости  транспорта  газа

    3.3.   Обоснование  выбора   ГПА  компрессорного  цеха

    3.4.   Описание  конструкции  выбранного  ГПА

              3.4.1.    Установка  приводная  газотурбинная

              3.4.2.    Блок  нагнетателя  БН-

    3.5.   Разработка  технологической  схемы

              3.5.1.    Установка  очистки  газа

              3.5.2.    Площадка  газоперекачивающих  агрегатов

3.5.3.    Установка  охлаждения  газа

Установка  подготовки  топливного,  пускового

и  импульсного  газа

3.5.5.    Маслохозяйство  компрессорной  станции

    3.6.   Автоматическая  система  управления  УПТИПГ

4.   Охрана  труда  и  техника  безопасности

5.   Охрана  окружающей  среды

      Список  литературы

1. Введение

В настоящее время на территории Российской Федерации и ближнего зарубежья действует разветвленная система магистральных газопроводов, позволяющая осуществлять транспорт газа на территориях от северных районов Западной Сибири до стран Западной Европы и Малой Азии. Подобных газопроводных систем в мире больше не существует. В настоящее время газовая промышленность продолжает работать и развиваться. 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. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается, прежде всего, в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций, устанавливаемых по трассе газопровода. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100150 км. Длина участков газопровода между компрессорными станциями 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 тому подобное.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в отчистке его от механический примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и так далее. При падении пластового давления, около газовых месторождений строят, так называемые, дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на компрессорную станцию магистрального газопровода поднимают до уровня 5,47,4 МПа.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов, установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

Основными типами газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях в настоящее время являются:

- агрегаты с приводом от газотурбинных установок;

- электроприводные агрегаты;

- поршневые газомотокомпрессоры.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуется большие степени сжатия и малые расходы используются газомотокомпрессоры. Для газопроводов большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов газоперекачивающих агрегатов, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Для привода нагнетателя в таких агрегатах используются реконструированные судовые или авиационные газотурбинные двигатели.

Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на компрессорных станциях мощности агрегатов).

Несколько меньшее распространение получили газоперекачивающие агрегаты с приводом нагнетателя от синхронных электродвигателей. По единичной мощности такие агрегаты мало уступают агрегатом с газотурбинным приводом - наиболее распространены агрегаты мощностью 4 МВт и 12.5 МВт, действует даже несколько агрегатов мощностью 25 МВт. Эксплуатационные затраты на такие двигатели высоки, что обусловлено высокой стоимостью электроэнергии, но электроприводные газоперекачивающие агрегаты имеют и положительные свойства:

- высокая надежность;

- большой моторесурс всех составляющих агрегата;

- малая зависимость от климатических условий (в отличие от агрегатов с газотурбинным приводом);

- простота автоматизации и управления;

- экологическая чистота;

- низкая пожарная опасность.

Все эти преимущества позволяют электроприводным агрегатам сохранять свое место в системе транспорта газа.

В данном дипломном проекте разработан участок магистрального газопровода и, в соответствии с заданной пропускной способностью, спроектирована компрессорная станция. Проектирование компрессорной станции состоит в том, что происходит подбор оборудования. Выбор газоперекачивающих агрегатов основывается на технико-экономическом обосновании и аналитическом обзоре существующих современных ГПА. Подбор остального оборудования заключается в выборе количества единиц.

2. Аналитический обзор.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам. 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 аппарата воздушного охлаждения 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.

В состав основного оборудования КС входит:

установка очистки технологического газа (пылеуловители и фильтры-сепараторы);

установка охлаждения технологического газа;

газоперекачивающие агрегаты;

технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции;

запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов;

установка подготовки пускового, топливного и импульсного газа;

вспомогательное оборудование (маслохозяйство, котельная, воздушный компрессор и т.д.);

энергетическое оборудование (трансформатор, подстанция, распределительное устройство и т.д.);

главный щит управления и система телемеханики;

оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции 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 головной компрессорной станции является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием головной компрессорной станции от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачивающих агрегатов с центробежными нагнетателями или поршневыми газомотокомпрессорами. На головных компрессорных станциях 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 5,4 МПа и 7,4 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа. 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 строят 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, поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры – комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания. Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по газопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы. Важным фактором снижения энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 1015%.

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет охлаждения на станциях, использовать газопроводы большого диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.

При проектировании компрессорной станции наиболее важным вопросом является выбор ГПА.

Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, подразделяются на:

По типу привода:

- газотурбинные установки (ГТУ),

- электроприводные агрегаты (ЭГПА),

- газомотокомпрессорные установки (ГМК).

По мощности и производительности:

- N = 4 МВт, Q = от 7 до 8 млн. нм3/ сут,

- N = 6 МВт, Q = от 10,5 до 11 млн. нм3/ сут,

- N = 12,5 МВт, Q = от 20 до 21 млн. нм3/ сут,

- N = 16 МВт, Q = от 30 до 33 млн. нм3/ сут,

- N = 25 МВт, Q = от 45 до 48 млн. нм3/ сут.

По конструктивному исполнению:

- с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями,

- с масляной смазкой подшипников ротора или магнитным подвесом,

- с масляной системой уплотнения или с “сухими” газодинамическими уплотнениями.

Описание конструкции выбранного ГПА

Газоперекачивающий агрегат мощностью 16 МВт типа ГПА16 “Волга”, предназначен для транспортирования природного газа по магистральным трубопроводам, а также для работы на дожимных компрессорных станциях и компрессорных станциях подземного хранения газа (рис.3.3). В качестве силового привода компрессора применен блок силовой на базе приводной газотурбинной установки типа УПГ16 УХЛ1 с авиационным газотурбинным двигателем НК38 СТ. Установка приводная газотурбинная предназначена для размещения привода нагнетателя, систем обеспечения работоспособности и контроля привода, систем экологической защиты.

Условное обозначение установки:

Установка приводная газотурбинная УПГ-16

УПГ – установка приводная газотурбинная;

16 – мощность в МВт.

Разработка технологической схемы

Технологическая схема компрессорной станции предусматривает следующие основные технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей и жидкости до требований, определяемых техническими условиями на газоперекачивающие агрегаты (ГПА) перед компримированием;

- компримирование газа до требуемого давления;

- охлаждение газа после компримирования.

Для обеспечения стабильной работы основного технологического оборудования предусмотрены вспомогательные системы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование компрессорной станции:

- установка подготовки топливного и импульсного газа;

- система снабжения, хранения и регенерации смазочных масел.

Технологическая схема с перечнем применяемого технологического оборудования представлена на чертеже ДПНГТУ101200(99-ДВС)05, л.2.

Технические решения, принятые в рабочих чертежах, соответствуют требованиям экологических, санитарногигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочей документацией мероприятий.

АВО.dwg

на расчетное давление 83 кгссм
организациям и лицам без согласия
размножению для передачи сторонним
Настоящий документ не подлежит
Опора трубопровода ОТ3-1020
кольцом диаметром 1020 (16)
Узел-Тройник ТШС 1020(2016)х
кольцами диаметром 1020 (16)
ными кольцами длиной 300 мм
Узел-Отвод ОКШ 90 град.1020
Труба 1020х20-10Г2ФБЮ
Труба 1020х16 10Г2ФБЮ
Кран шаровой ручной
Узел-Тройник ТШС 1020(16)х
Система подвода и отвода газа
климата в комплекте с САУ
в исполнении для умеренного
газа блочный на расчетное
Аппарат воздушного охлаждения
ТУ 3742-002-29237349-96
ТУ3612-002-17199566-99
Установка охлаждения газа
Ставропольское ПХГ на участке Починки-Фролово.
Магистральный газопровод Починки-Изобильное-Северо-
М - манометр - в поставке АВО газа
* Размеры для справок на поле чертежа
- уклон трубопроводов.
для умеренного климата в
Коллектор отводящий газ
Коллектор подводящий газ
давление 83 кгссм в исполнении
Аппарат воздушного охлаждения
газа блочный на расчетное
АВГБ-83 ТУ 361261-002-17199566-2005

КИП и А.dwg

правая секция повысился
Расход топливного газа
Р топливного газа для
Т топливного газа для
Прорыв трубного пучка
Загазованность в помещении
редуцир.ниток пускового
Р пускового газа после
Т пускового газа после
редуцир.ниток топливного
Р топливного газа после
Т топливного газа после
Т газа после ПТПГ-30 N1
Управление и сигнализация
положения кранов на входе
Нет пламени ПТПГ-30 N1
Управление топливным
dР общего газа на 2 зам.нитке
Р общего газа на 2 зам.нитке
Р общего газа на 1 зам.нитке
Т общего газа на зам.нитках
dР общего газа на 1 зам.нитке
Условные обозначения
не предусмотренные ГОСТ 21.404-85.
Цифровой канал связи
Блок искрозащиты "Иском
Блок управления КРиК-2
Фотоэлектрический преобразователь ФЭП
Т воздуха в помещении
в автоматическом режиме
АВВ в помещении УПТПИГ вклю-
Включитьотключить АВВ
Включить АВВ в помещении
УПТПИГ при загазованности
ПГ Подогреватель газа
Блок подогревателя газа регенерации
Блок осушки импульсного газа
Блок редуцирования топливного
Устройство управления АВВ
Автоматическая система

Общая схема.dwg

План очистки газа расп.dwg

сбора конденсата Ду150
Газ эжектирующий Ду 150
что соответствует абсолютной отметке 86.500.
За отметку 0.000 принять верх фундамента пылеуловителя (600 мм от уровня земли)
ГОСТ 5264-80-Т1- 6-50100
КС Волгоградская газопровода Починки - Изобильное
Клапан обратный поворотный Ду50
Клапан обратный поворотный Ду100
Задвижка клиновая фланцевая с выдвижным шпинделем
Кран шаровой ручной приварной Ду10
Кран шаровой ручной приварной Ду25
Кран шаровой ручной приварной надземный Ду50
Кран шаровой ручной приварной
Кран шаровой ручной приварной надземный Ду100
Кран шаровой пневмоприводной приварной с ЭПУУ-7 на
с односторонним фланцевым разъёмом Ду700
Кран шаровой приварной надземный
Шкаф запорно-регулирующей арматуры
Блок эжекторов V=4м3 Ру=7
Блок ёмкости дренажной V=25 м3
Блок пылеуловителя Q=25млн.м3сут. Ру=7
(Переходный мостик и площадка обслуживания крана Ду 700 условно не показаны)
Клапан обратный поворотный
Задвижка клиновая фланцевая с
Кран шаровой ручной приварной
приварной с ЭПУУ-7 на 110В
с ручным приводом с односторонним
Шкаф запорно-регулирующей
Блок эжекторов V=4м РN=7
Блок ёмкости дренажной V=25 м
выдвижным шпинделем DN150
фланцевым разъёмом DN700
Кран шаровой пневмоприводной
Клапан обратный поворотный
лс(6)768п6 (МА39112-1000-06)У1
ГП 996.04.00.000 изм.2
ГП 1008.03.00.000-02
лс660п (МА39208-150-00)У1
лс60п (МА39208-150-06)У1
лс660п (МА39208-100-00)У1
лс60п (МА 39208-100-06)У1
лс60п (МА39208-080050-06)У1
лс60п (МА39208-050-06)У1
ТУ 3742-002-29237349-96
с19нж ТУ 3742-003-07533604-94

Площадка агрегатов расп.dwg

Площадка компрессорных
Коллектор газа рециркуляции
Коллектор пускового газа
Коллектор топливного газа
Коллектор импульсного газа
Коллектор нагнетания
технологического газа
Газоперекачивающий агрегат
Всасывающий коллектор
Кран шаровой пневмогидроприводной
приварной надземный DN 1000
приварной надземный DN 700
Клапан антипомпажный
приварной надземный DN 400
Затвор обратный DN 700
Дренажная емкость V=2 м
воздушного охлаждения
Свечи за территорию КС
лс(6)768п6 (МА39112-1000-06)У1
лс60п (МА39208-080050-06)У1
лс(6)762р6 (МА39183-700-06)У1
лс(6)760п6 (МА39112-400-06)У1
Mokveld RZD-RQX 12"
фланцевый надземный DN 300
ТУ 3643-006-00218288-95

схема ГСМ изм.dwg

Магистральный газопровод Починки-Изобильное-Северо-
Ставрапольское ПХГ на участке Починки-Фролово
согласно СНиП 3.05.05-84.
Продолжительность ис-
продолжительности осмотра.
- на прочность - 5 минут;
- на герметичность - по
дувкой сжатым воздухом.
проводов 3-х кратной про-
Очистка полости трубо-
Испытания трубопроводов
к газоперекачивающим
Функциональное состояние кранов маслопроводов
Перечень открытых кранов
по байпасу счетчика жидкости
Масло на вывоз в резервуар "РМЗ
Автоцистерна - резервуары (замер)
БМ (для чистого масла)-ГПА (замер)
Резервуары - БМ (для чистого масла)
Резервуары - автоцистерна (замер)
БМ (для чистого масла) - резервуары
Перекачка чистого масла
Наименование операции
Перекачка чистого масла по
байпасу счетчика жидкости
БМ (для чистого масла)- ГПА (замер)
Перекачка отработанного масла
ГПА - БМ (для отраб. масла)
Резервуар - БМ (для отраб. масла)
Резервуар - автоцистерна (замер)
БМ (для отраб. масла) - резервуар
Перекачка отработанного масла
Резервный насос - Н2
Узел приема и выдачи
прочность и герметичность
Характеристика трубопроводов
Копрессор передвижной Q=2
Муфта "сухого разъема" МСР-50 У4
ТУ 3689-016-00217633-97
З АРД.010.016.40-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 10 РN 1
З АРД.025.016.24-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 25 PN 1
З АРД.050.016.24-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 50 PN 1
З АРД.015.016.40-00.Р
Кран шаровой ручной приварной DN 15 РN 1
Условные обозначения:
Стенд очистки жидкости передвижной СОГ-933 КТ1
двигателей ГПА "Кристалл 15Ф
Фильтр жидкостный сетчатый
Ванна ультразвуковой очистки фильтров
Резервуар для хранения светлых нефтепродуктов V=10 м
Счетчик жидкости с овальными шестернями
с потоком жидкости справа налево
унифицированный фланцевый ППО-400
с потоком жидкости слева направо
Агрегат электронасосный НМШ8-25-6
Резервуар для хранения темных нефтепродуктов V=25 м
Клапан обратный поворотный приварной

Схема КС попр.dwg

Ру16МПа - ТУ26-07-1218-79
Формат А2х3(1261х594)
Газ на свечу (донная свеча нагнетательного коллектора) - 108х4
Газ на свечу (донная свеча всасывающего коллектора) - 108х4
Газ на свечу (донная свеча пускового контура) - 57х4
Газ топливный - 325х8
Газ импульсный - 159х6
Газ пусковой - 325х8
Газ к УПТПИГ - 325х12
Газ нагнетательного контура - 1020х16
Газ всасывающего контура - 1020х16
Продолжение смотри 2961-2-КС07-0-ТХ
Газ к УПТПИГ - 108Х4
Газ пускового контура - 720х12
Газ на свечу крана^5 ГПА ^1 - 108х4
Газ на свечу крана^5 ГПА ^2 - 108х4
Газ на свечу крана^5 ГПА ^3 - 108х4
790 - низ трубопроводов
740 - низ трубопроводов
ТС 1-2б 1020х16-108х6
ТУ 14-3-1573-96 ГОСТ 8732-78*
965 - верх трубопроводов
990 - низ трубопроводов
Узел крепления донных свечей (бм)
На (со) склад (а) ГСМ
Технологическая схема
Северо-Ставропольское ПХГ (Корректировка) (2 этап)
инженерные коммуникации
КС Волгоградская газопровода Починки-Изобильное-
Газ природный с узла
Установка охлаждения газа
Площадка компрессорных агрегатов
Свечи за территорию КС
узел подключения Ду 80
Гидравлическое на прочность и герметичность
- бобышка БП11 -М33х2
- стояк отбора газа Ду 50
- бобышка БП12-М20х1
- бобышка БП11 -М27х2
Значения t приведены для зимнеголетнего режимов.
Продолжение смотри черт. 3847.КС 07.002 Т-3
Продолжительность ис-
Комплексное испытание
совместно с оборудова-
пытания на прочность-
ность - по продолжи-
ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ
Вход пускового воздуха
Вход топливного газа
Вход кабелей и проводов
Слив масла из бака ГТУ
Перелив масла из бака ГТУ
Дренаж с поддона ГТУ
Вход транспортируемого газа
Выход транспортируемого газа
Выход пускового газа от стартера
Вход масла чистого в бак ГТУ
Вход масла чистого в бак нагнетателя
Слив масла из бака нагнетателя
Дренаж с поддона нагнетателя
Перелив масла из бака нагнетателя
Дренаж с АВОМ нагнетателя
Замер давления газа до сетки
Замер давления газа после сетки
Выход топливного газа из фильтров на свечу
Выход пускового газа из фильтра на свечу
Вход горячего воздуха от УГГВ в контейнер турбоблока
Слив осадка масла из нагнетателя
Вход горячего воздуха от УГГВ в блок управления
Вход горячего воздуха от УГГВ в блок обеспечения
Таблица штуцеров ГПА-1675-1.44 "Урал
Характеристика трубопроводов
Кран шаровой пневмогидроприводной приварной
Газ к УПТПИГ - 108х4
Свеча топливного газа - 57х4
Свеча пускового газа - 219х7
Свеча пускового газа - 57х4
Масло отработанное I типа - 108х4
Масло отработанное II типа - 108х4
Масло чистое II типа - 57х3
Масло чистое I типа - 57х3
Воздух ремонтный - 57х3
Продувочная свеча ГПА ^5 - 108х4
Продувочная свеча ГПА ^4 - 108х4
Продувочная свеча коллектора импульсного газа - 57х4
Продувочная свеча коллектора пускового газа - 57х4
Продувочная свеча коллектора топливного газа - 57х4
Продувочная свеча ГПА ^3 - 108х4
Продувочная свеча всасывающего контура - 108х4
Продувочная свеча нагнетательного контура - 108х4
Продувочная свеча пускового контура - 57х4
Продувочная свеча ГПА ^2 - 108х4
Продувочная свеча ГПА ^1 - 108х4
-100 ТУ 4218-17416124-96
Бобышка БП11-М27х2-100 ТУ 4218-17416124-96
ТУ3615-011-12317765-97
-50 ТУ 4218-17416124-96
Фильтр газовый ПС-2918 Q=45 тыс.м3час
Фильтр-сепаратор ФС80-80
Пробка П-М27х2 ТУ 36-1144-83
МПа для трубы Ду 700
Люк-лаз с устройством по снижению уровня
пульсации 2806-2-КС09-1-ТХ (лист 16)
Опора разгрузочная Р1011.00.00СБ
пульсации 2806-2-КС09-1-ТХ (лист 17)
МПа для трубы Ду 1000
Опора разгрузочная Р1280.00.00СБ
06-2-КС09-1-ТХ (лист 9)
Решетка защитная Р1-1000-75-00
Устройство сужающее быстросменное
Резервуар дренажный V=2
с19нж ТУ 3742-003-07533604-94
Клапан обратный поворотный
надземный с ЭПУУ-6 на 110 В
лс(6)760п6 (МА39112-400-06)У1
лс(6)768п6 (МА39112-1000-06)У1
лс(6)762р6 (МА39183-700-06)У1
лс660п (МА39208-100-00)У1 ТУ 26-07-1435-95
Кран шаровой пневмоприводной приварной
лс660п (МА39208-150-00)У1 ТУ 26-07-1435-95
МА39010-02 (МА39010-150-02)У1 МА39010-050 ТУ
Схема соединений (монтажная)
Северо-Ставропольское ПХГ. Корректировка (2 этап)
Площадка компрессорных
II тип масла - ТП-22C для ЦБН
I тип масла - МС-8П для ГТУ
надземный с ЭПУУ-7 на 110 В
Кран шаровой ручной фланцевый
Кран шаровой с пневмоприводом приварной
лс60п (МА39208-050-06)У1 ТУ 26-07-1435-95
лс60п (МА 39208-100-06)У1 ТУ 26-07-1435-95
Кран шаровой ручной приварной надземный
с ЭПУУ-7 на 110 В 11лс660п (МА39208-050-00)У1
МА39010-02 (МА39010-50-02)У1 МА39010-050 ТУ
с приводом M425-1VO-7S Mokveld RZD-RQX 12"
Клапан антипомпажный фланцевый надземный
лс660п (МА39208-080050-00)У1
лс60п (МА39208-080050-06)У1
Кран шаровой ручной приварной
КШ-25-80 ТУ 3742-002-29237349-96
КШ-15-80 ТУ 3742-002-29237349-96
КШ-6 (ИУСЮ.491816.053) ИУСЮ.491816.053-92ТУ
с45нж(ЗКЛ2-100-160) ТУ 3741-001-07533604-94
с45нж (ЗКЛ2-50-160) ТУ 3741-001-07533604-94
Задвижка клиновая фланцевая
Затвор обратный 30.2.00.00.00
с41нж (ЗКЛ2-16) ТУ 26-07-1188-90
газодинамическими уплотнениями
ГПА - 1675-1.44 "Урал" с "сухими"
Агрегат газоперекачивающий
В разрыве секции АВО-5шт.
Кран шаровой ручной приварной подземный
лс660п6 (МА39208-150-24)У1 ТУ 26-07-1435-95
лс60п (МА39208-200-06)У1 ТУ 26-07-1435-95
Кран шаровой ручной приварной
лс60п (МА39208-150-06)У1 ТУ 26-07-1435-95
Кран шаровой ручной приварной надземный
Газ на модуль компрессорно-заправочный
подземный с ЭПУУ-7 на 110 В
лс(6)762р7 (МА39183-700)
лс(6)762р4 (МА39183-700-04)У1
подземный с ЭПУУ-6 на 110 В
лс68n10 (МА39112-500-24)-У1
Рабочие давления указаны с учетом потерь на соответствующих установках.
ДП-НГТУ-101200 (99-ДВС)-05
9х6 -диаметр наружный
Схема технологическая
компрессорной станции
Затвор обратный приварной 1.9000.151.00.00
Задвижка клиновая фланцевая с выдвижным шпинделем
с45нж(ЗКЛ2-150-160) ТУ 3741-001-07533604-94
КШ-6 (ИУСЮ.491816.052) ИУСЮ.491816.052.-92ТУ
КШ-10-80 ТУ 3742-002-29237349-96
Аппарат воздушного охлаждения газа 2АВГ-75С
Блок емкости дренажной ГП 996.04.00.000
Блок эжекторов ГП 1008.03.00.000-02
Блок пылеуловителей ГП 628.00.000-10
Агрегат газоперекачивающий ГПА-16 "Волга"
с газотурбинной установкой УПГ-16
Блок осушки и хранения импульсного газа ГПР 1400.01
Блок подогрева газа регенерации ГПР 1400.02
Блок редуцирования топливного и пускового газа
Оборудование и арматура КС
Теплообменник ГП 599.01.000
Подогреватель газа ПТПГ -30
и нагнетателем НЦ16-76
Блок очистки газа ГПР 1401.01
Блок замера газа ГПР 1401.02
КШ-9 (МА39138-050-01) ТУ 3742-002-26002255
КШ-20-80 ТУ 3742-002-29237349-96
КС Волгоградская газопровода Починки - Изобильное
В разрыве секции АВО-4шт.
Аппарат воздушного охлаждения газа
Пылеуловители ГП 628.00.000-10
Подогреватель газа ПТПГ-30
и пускового газа ГПР 1401.04-02
Блок редуцирования топливного
регенерации ГПР 1400.02
импульсного газа ГПР 1400.01
Блок осушки и хранения
Блок замера газа ГПР 1401.12
установкой УПГ-16 и нагнетателем
Газоперекачивающий агрегат
ГПА-16 "Волга" с газотурбинной
Блок подготовки газа
Перечень оборудования

схема ГСМ изм.frw

Магистральный газопровод Починки-Изобильное-Северо-
Ставрапольское ПХГ на участке Починки-Фролово
согласно СНиП 3.05.05-84.
Продолжительность ис-
продолжительности осмотра.
- на прочность - 5 минут;
- на герметичность - по
дувкой сжатым воздухом.
проводов 3-х кратной про-
Очистка полости трубо-
Испытания трубопроводов
к газоперекачивающим
Функциональное состояние кранов маслопроводов
Перечень открытых кранов
по байпасу счетчика жидкости
Масло на вывоз в резервуар "РМЗ
Автоцистерна - резервуары (замер)
БМ (для чистого масла)-ГПА (замер)
Резервуары - БМ (для чистого масла)
Резервуары - автоцистерна (замер)
БМ (для чистого масла) - резервуары
Перекачка чистого масла
Наименование операции
Перекачка чистого масла по
байпасу счетчика жидкости
БМ (для чистого масла)- ГПА (замер)
Перекачка отработанного масла
ГПА - БМ (для отраб. масла)
Резервуар - БМ (для отраб. масла)
Резервуар - автоцистерна (замер)
БМ (для отраб. масла) - резервуар
Перекачка отработанного масла
Резервный насос - Н2
Узел приема и выдачи
прочность и герметичность
Характеристика трубопроводов
Копрессор передвижной Q=2
Муфта "сухого разъема" МСР-50 У4
ТУ 3689-016-00217633-97
З АРД.010.016.40-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 10 РN 1
З АРД.025.016.24-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 25 PN 1
З АРД.050.016.24-00.Р
Кран шаровой ручной фланцевый DN 50 PN 1
З АРД.015.016.40-00.Р
Кран шаровой ручной приварной DN 15 РN 1
Условные обозначения:
Стенд очистки жидкости передвижной СОГ-933 КТ1
двигателей ГПА "Кристалл 15Ф
Фильтр жидкостный сетчатый
Ванна ультразвуковой очистки фильтров
Резервуар для хранения светлых нефтепродуктов V=10 м
Счетчик жидкости с овальными шестернями
с потоком жидкости справа налево
унифицированный фланцевый ППО-400
с потоком жидкости слева направо
Агрегат электронасосный НМШ8-25-6
Резервуар для хранения темных нефтепродуктов V=25 м
Клапан обратный поворотный приварной