Проект компрессорной станции перекачивающей природный газ

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ

Дипломный проект «Проект компрессорной станции перекачивающей природный газ»

Введение

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Свойство газов, влияющие на технологию их транспорта

1.2 Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

1.3 Компрессорные станции

1.3.1 Классификация компрессорных станций

1.3.2 Основное оборудование компрессорной станции

1.3.3 Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями

1.3.4 Системы очистки технологического газа

1.3.5 Системы охлаждения технологического газа

1.3.6 Системы маслоснобжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов

1.3.7 Измерение расхода и количества природного газа

1.3.8 Трубопроводная арматура применяемая на компрессорных станциях

1.4 Вспомогательные объекты компрессорной станции

1.4.1 Водоснабжение

1.4.2 Водоотведение

1.4.3 Теплоснабжение

1.4.4 Вентиляция

1.4.5 Энергоснабжение

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет свойств

2.2 Подбор типа центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Методы определения экономической эффективности путем выбора наилучшего варианта

3.2 Рекомендуемая методика сравнивания различных вариантов мероприятий НТП

3.3 Последовательность расчета экономической эффективности мероприятий НТП

3.3.1 Последовательность расчета экономической эффективности машин или комплексов

4 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Основные понятия охраны труда

4.2 Общие требования техники безопасности на производстве

5 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Охрана окружающей среды при строительстве трубопровод 5.2 Воздействие на окружающую среду в период строительства и эксплуатации

5.3 Меры по защите окружающей среды

Приложение

Список использованной литературы

Введение

В Казахстане принята Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004—2010 годы. Газ, как и нефть, стал предметом особого внимания. Газовая промышленность Казахстана стала развиваться относительно недавно, в 70е годы прошлого столетия. В «Казахской Советской энциклопедии» за 1981 год отмечено, что «наличие больших промышленных запасов природного газа, высокая эффективность его использования и сравнительно низкая капиталоемкость позволяют в короткие сроки изменить структуру топливного баланса республики в пользу газа. Перспектива развития газовой промышленности в Казахстане велика».

За январь — декабрь 2004 года осуществлен транзит газа через территорию Республики Казахстан в объеме 109 262 млн. кубометров. Это на 3,2% больше, чем за аналогичный период 2003 года.

Природный газ транспортируется в Казахстане через магистральную систему трубопровода, которая проходит через восемь регионов и простирается на 10 000 км, включая ответвления и подводные трубы. Система трубопровода была построена как часть светской газовой транспортной системы и была разработана для поставки природного газа в северные регионы России, на Украину и Кавказ.

Магистральный трубопровод в Казахстане технологически не соединен, что предотвращает его использование для откачки в южные и северные регионы не-дорогого газа, произведенного в западных регионах страны. Это особенно проблематично для потребителей южного региона и города Алматы. Зависимость от узбекского газа, стоимость которого в два или три раза превышает стоимость газа, произведенного в западных регионах Казахстана, значительно сузила газовый рынок региона. Потребители в Кустанайской области больше не зависят от поставок российского газа.

В настоящее время ежегодная мощность магистрального газопровода составляет 190 куб. метров. Существующая система была построена для трех ос-

новных областей: Центр Центральная Азия, Оренбург – Новопсков и Бухара – Урал, а также включает трубопровод Бухара – Ташкент – Бишкек - Алматы, который оснащает южные регионы страны. Основной проблемой газопровода является то, что трубы со временем сильно износились и требуют замены.

Трубопровод Союз и Оренбург – Новопсков с двумя компрессорными станциями, который проходит через Западный Казахстан от Оренбургского газоперерабатывающего завода до компрессорной станции Александр Гай в России, способен переправлять до 42 млрд. куб. м. в год, а в последние годы с его помощью переправлялось 2629 млрд. куб. метров. предназначенный

Трубопровод Бухара – Урал, предназначенный для транспортировки газа из Узбекистана и Туркменистана в промышленные регионы России, используется в настоящее время больше для оснащения Актюбинской области.

Газопроводы Газли – Шымкент – Бишкек – Алматы, Карталы – Костанай, а также Узень – Актау используются для транспортировки газа на внутренний рынок в южных областях Казахстана. Трубопровод Газлы – Бишкек также обеспечивает транзит 500 млн. – 1 млрд. куб. метров для потребителей в Кыргызстане.

Также строятся новые трубопроводы. Церемония открытия трубопровода Акшабулак – Кызыл орда в Кызыл орде состоялась 11 ноября 2004 года. Трубопровод длиной 122.9 км, мощностью 205 млн. куб. метров в год, снабжает газом потребителей Кзылординской области.

Длина Транс-Каспийского трубопровода составит 2000 км, он будет простираться от восточного Туркменистана через Каспийское море на глубине 200300 метров, через Азербайджан и Грузию будет выходить в турецкий город Эрзерум. Стоимость проекта составит 2.5-3 млрд. долларов США, его мощность на первом этапе работы будет составлять 10 млрд. куб. метров, на втором этапе – 20 млрд. куб. метров, а на третьем – уже 30 млрд. куб. метров. Но ряд сложных проблем препятствует развитию проекта.

Планируемые капиталовложения в строительство газопровода Туркменис-

тан – Иран – Турция – Европа, протяженностью 3 900 метров и который к 2010 году будет транспортировать до 30 млрд. куб метров газа, составят 7,6 млрд. долларов США. Проект трубопровода, при поддержке группы европейских компаний, начнет свое развитие на крупнейшем месторождении Шатылка в восточном Туркменистане, и будет проходить через северную часть Ирана к границе с Турцией.

Только восемь из 14 регионов Казахстана получают природный газ в требуемых количествах. Это связано, прежде всего, с природой самой трубопроводной системы, которая предназначена в основном для оснащения севера и с нечетким распределением трубопровода по всей стране.

Развитие газовой промышленности поможет стране удовлетворить спрос на газ местных жителей, коммунальных служб и других секторов, использующих бытовой природный газ, а также сжиженный газ. Рост числа потребителей природного газа за счет развития программы газификации к 2010 году достигнет количества 480 000.

Объем экспорта газа в 2004 г составил 7 млрд. куб. м, что на 17,1 процента больше прошлогоднего. На данный момент Украина потребляет 6 миллиардов кубометров казахского газа в год, и намерена далее увеличивать импорт газа из Казахстана. 2 миллиардов кубометров природного газа ежегодно из Казахстана в Грузию.

При этом 55,1% от общего объема газа или В 2004 году из Казахстана в Азербайджан было поставлено 2,6 млрд. кубометров газа, что составило 55,1% от общего импорта Азербайджана. Сегодня прорабатывается возможность поставок природного газа в КНР и проводится совместное изучение вариантов строительства газопровода Казахстан-Китай. Таким образом, в Республике Казахстан формируется уникальная ситуация, когда в результате планомерной работы государственных органов управления и частных инвесторов обеспечен значительный прирост запасов углеводородного сырья и создаются условия для транспортировки нефти и газа на экспорт.

Потребление газа в Казахстане составляет около 8 млрд. куб. м в год. Однако особенности газотранспортной системы республики позволяют обеспечить собственным топливом, в основном, только западную часть Казахстана. Спрос потребителей юго-востока и севера республики удовлетворяется за счет импорта газа из Узбекистана (около 1,4 млрд. куб. м) России(1,2 млрд.куб.м).

В настоящее время совместно с российским Газпромом обсуждаются варианты газовых проектов по переработке природного газа Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Здесь имеется два варианта: строительство газоперерабатывающих мощностей на месторождении и расширение мощностей на Оренбургском ГПЗ. Сейчас оценивается экономическая эффективность указанных проектов с учетом потенциальных рисков.

В соответствии с Концепцией развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2015 года и программой развития газовой отрасли Республики Казахстан на 20042010 годы и в связи с ожидаемым ростом добычи газа на месторождениях шельфа Каспийского моря и существующих месторождениях на суше (Тенгиз, Королевское и другие) ведется работа над проектом модернизации газотранспортной системы Средняя Азия — Центр.

Целью данной дипломной работы является проект компрессорной станции перекачивающей природный газ, подбор основного и вспомогательного оборудования КС.

Технологическая часть

Свойство газов, влияющие на технологию их транспорта.

К основным параметрам газа, используемым при расчете магистральных газопроводов, относятся молекулярная масса газа, плотность, сжимаемость, вязкость, а также упругость насыщенных паров.

Плотность газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается, и скорость его движения возрастает.

Вязкость газа характеризует свойства газа оказывать сопротивление сдвигающим усилиям возникающим в результате сил трения между сломи движущихся газов. Вязкость газов изменяется прямо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает, и наоборот. Охлаждая газы после компримирования, добиваются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газопроводах.

Сжимаемость – это свойство газов уменьшать свой объем при увеличении давления. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом учитывающим отклонение реальных газов от законов идеального газа. Объём реальных газов изменяется не пропорционально его давлению и температуре и при одинаковых условиях сжимается больше или меньше, чем идеальный газ.

Молекулярная масса газа представляет собой сумму молекулярных масс атомов, входящих в молекулу газа. Масса газа в граммах, числено равная его молекулярной массе, называется молем, а масса газа в килограммах, числено равная его молекулярной массе, называется киломолем.

Упругость насыщенных паров определяется по закону Дальтона и Рауля. В процессе испарения жидкости происходит переход ее в парообразное состояние. Степень насыщения парового пространства зависит от состава жидкости и температуры. Давление, при котором жидкость при данной температуре находится, в равновесном состоянии со своими порами называется, упругостью насыщенных паров жидкости.

Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях Давления и температуры он образует гидраты – белую б массу, похожую на лед или снег. Чтобы избежать этого, газ до закачки в газопровод подвергают осушке.

Основные объекты и сооружения магистрального газопровода.

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычки;

компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газа измерительные станции (ГИС);

установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и раз газирования газового конденсата;

здания и сооружения;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

Компрессорные станции.

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 параметра-

ми работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

Кроме того, газоперекачивающие компрессорные станции осуществляют транспортировку топлива по газопроводу, а также обеспечивают, его закачку в подземное хранилище Неотъемлемым элементом любого магистрального газопровода является компрессорная станция. Ведь стационарную или передвижную компрессорную станцию условно можно назвать «сердцем» для «кровеносной системы» газопровода, ведь станция предназначена для выработки сжатого газа. Этот газ можно использоваться сразу в нескольких направлениях. Он может быть одновременно и энергоносителем, и крио агентом, и сырьем..

Зачастую такое оборудование называют «компрессорная станция высокого давления», а все потому, что станции нагнетают в газопроводе высокое давление, благодаря чему повышается пропускная способность газовой магистрали.

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 = 5,5 МПа и = 7,5 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.

Основное оборудование компрессорной станции.

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. м3/год) 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 6М25210/356 с высоким уровнем автоматизации имеют синхронный электродвигатель типа СДКП мощностью 4000 кВт с частотой вращения n = 375 об/мин, во взрывобезопасном исполнении, позволяющем его установку в общем зале с оппозитным шестирядным поршневым компрессором 6М25.

Система 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.

Система маслоснабжения 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 ПСМ30001, насосы для подачи масла к потребителям, а также систему маслопроводов с арматурой.

После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества подготовленное масло поступает в расходную емкость. Эта расходная емкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП22С или ТП22Б. Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной емкостью, 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 0,1 – 0,3 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 ПСМ13000, СМ-1-3000, НСМ2, НСМ-3, СМ1,5, 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: ГТК25 и ГТК10И.

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 пространстве 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 электроподогреватели, которые используются для предварительного подогрева масла до 2530 °С перед пуском агрегата в работу. Подогрев масла в охладительной секции необходим также для предотвращения выхода из строя трубной доски, которая 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 1525 °С. Температура масла не сливе после подшипников должна составлять 6575 °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.

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 непосредственно 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.

Трубопроводная арматура, применяемая на КС.

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:

1) запорную, предназначенную для полного перекрытия потока среды;

2) 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;

3) регулирующую, назначение которой управлять рабочими параметрами потока среды (давлением, расходом, температурой) путем изменения проходного сечения;

4) контрольную для определения уровня рабочей среды;

5) 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 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 кгс/см2 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, например 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 условными 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 управляяющего 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.

Вспомогательные объекты КС

К вспомогательным объектам КС относят:

Водоснабжение;

Водоотведение;

Теплоснабжение;

Вентиляция;

Энергоснабжение.

Водоснабжение.

На предприятиях транспорта, хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и газа воду в общем случае используют на хозяйственно - питьевые, производственные и противопожарные нужды. Соответственно этому устраивают производственные и противопожарные нужды. Соответственно этому устраивают следующие системы водоснабжения (водопроводы):

хозяйственно-питьевые;

производственные;

противопожарные;

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;

резервуары;

водонапорные башни;

водоводы;

водопроводные сети.

В ряде систем водоснабжения некоторые сооружения могут отсутствовать в зависимости от местных условий.

Водоотведение

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.

Теплоснабжение

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.

1.4.4 Вентиляция

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 насоснокомпрессорного 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 приточновытяжные, 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.

1.4.5 Энергоснабжение

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 ЗРУ6(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 ЗРУ6(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.

Экологичность проекта

5.1 Охрана окружающей среды при строительстве трубопроводов.

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.

5.2 Воздействие на окружающую среду в период строительства и эксплуатации.

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 их оголению 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.

5.3 Меры по защите окружающей среды.

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.