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.