• RU
  • icon На проверке: 30
Меню

Устройство линейной части магистрального газопровода "Ямал - Европа"

  • Добавлен: 17.05.2022
  • Размер: 6 MB
  • Закачек: 2
Узнать, как скачать этот материал

Описание

УСТРОЙСТВО И РАСЧЕТ УЧАСТКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДА ЯМАЛ - ЕВРОПА

Состав проекта

icon Ямал-Европа Александров А.И. испр. (2).docx

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Ямал-Европа Александров А.И. испр. (2).docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Тихоокеанский государственный университет»
Транспортно-энергетический факультет
Кафедра «Двигатели внутреннего сгорания»
Курсовая работа по дисциплине
«Насосные и компрессорные станции нефтегазопроводов»
УСТРОЙСТВО И РАСЧЕТ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
(доработать к защите и т.д.)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 5
1 Структура магистрального газопровода 5
2 Устройство магистрального газопровода 8
2.2 Запорная арматура 9
3 Режимы работы магистрального газопровода 17
4 Технологическое оборудование газокомпрессорных станций 19
4.1 Компрессорные станции 19
4.2 Газоперекачивающий аппарат ГПА-Ц-16С85-15 21
4.3 Газотурбинные станции 23
4.4 Газомоторные станции 25
4.5 Электроприводные станции 26
4.6 Центробежные нагнетатели 26
5 Автоматизация компрессорных станций 30
6 Виды технического обслуживания газоперекачивающего агрегата 34
1 Расчет линейной части магистрального газопровода 37
2. Расчет параметров центробежного нагнетателя и газотурбинной установки 47
3 Расчет технического состояния центробежного нагнетателя 50
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 56
В рамках данной курсовой работы будет рассмотрен магистральный газопровод “Ямал-Европа”. Транснациональный газопровод “Ямал-Европа” проходит потерритории четырех стран- России Белоруссии Польши иГермании. Новый экспортный коридор повысил гибкость инадежность поставок российского газа вЗападную Европу. Европейский Союз отнес проект “Ямал-Европа” кприоритетным инвестиционным проектам реализуемым врамках Trans-European Network
В технологической части будет рассмотрено: устройство и структура магистрального газопровода назначение устройство и принцип работы основного энергетического оборудования компрессорных станций магистрального газопровода.
В расчетной части курсовой работы будет выполняться: расчет линейной части магистрального газопровода расчет основных параметров характеризирующих магистральный газопровод и техническое состояние основного энергетического оборудования.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Структура магистрального газопровода
Газопровод "Ямал – Европа" - транснациональный газопровод маршрут которого проходит по территориям России Белоруссии Польши и Германии. Его строительство велось в 1994-2006 гг. Мощность газопровода - 329 млрд. куб. м газа в год. На газопроводе работает 14 компрессорных станций. Диаметр труб составляет 1420 мм. Протяженность - свыше 2000 км из них 402 км приходится на российский участок 575 км - на белорусский 683 км - на польский.[1]
На рис. 1 зеленой линией показана схема магистрального газопровода.
Рис. 1. Схема магистрального газопровода
Российский участок: магистраль берет начало от торжокского газотранспортного узла в Тверской области где принимает газ из газопровода “Северные районы Тюменской области (СРТО)-Торжок”. Протяженность российского участка составляет 402 км с тремя компрессорными станциями: “Ржевская” “Холм-Жирковская” и “Смоленская”.
Белорусский участок: по Белоруссии проходит 575 км газопровода здесь построены 5 компрессорных станций: “Несвижская” “Крупская” “Слонимская” “Минская” и “Оршанская”.
Польский участок: польский участок насчитывает 683 км линейной части и 5 компрессорных станций: “Чеханув” “Шамотулы” “Замбрув” “Влоцлавек” “Кондратки”.
Германский участок: крайней западной точкой газопровода является компрессорная станция “Мальнов”.[1]
Магистральный газопровод представляет собой сложное инженерное сооружение в состав которого входят:
Газовые промыслы (ГП).
Головные сооружения (ГС).
Дожимные компрессорные станции (ДКС).
Головные компрессорные станции (ГКС).
Стальной трубопровод с ответвлениями запорной арматурой и линейными сооружениями.
Компрессорные станции (КС).
Газораспределительные станции (ГРС).
Дома линейных ремонтёров и аварийно-ремонтные пункты (АРП).
Устройства линейной и станционной связи.
Устройства катодной протекторной и дренажной защиты.
Подземные хранилища газа (ПХГ).
Вспомогательные сооружения.[2]
На рис. 2 показана структурная схема магистрального газопровода.
Рис. 2. Структурная схема магистрального газопровода
Головные сооружения располагаются вблизи газовых промыслов и в своём составе имеют установки по очистке от механических примесей осушке от влаги и одоризации (придание специфического запаха) газов.
После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может быть постоянного и переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из двух или нескольких газопроводов уложенных параллельно по одной трассе.
В зависимости от рабочего давления устанавливают три класса магистральных газопроводов:
Высокого давления (более 25 МПа).
Среднего давления (от 12 до 25 МПа включительно).
Низкого давления (до 12 МПа включительно).
В настоящее время максимально допустимое рабочее давление в магистральных газопроводах достигает 55 МПа.
Значительное снижение удельных затрат на линейную часть магистрального газопровода (при постоянном его диаметре) может быть достигнуто при повышении в нём давления до 75–10 МПа.
ГКС – это первая КС не считая ДКС на магистральном газопроводе. Головная станция создаёт необходимые давление и расход газа для подачи в следующую КС называемую уже промежуточной или линейной компрессорной станцией. На ГКС могут устанавливаться дополнительные по сравнению с линейной КС аппараты для очистки и осушки газа и узел замера газа. Сооружается ГКС вблизи промысла и предназначена для приёма газа очистки и повышения давления в газопроводе до рабочего.
В результате гидравлического сопротивления в магистральном трубопроводе давление вдоль него падает. Поэтому на магистральных газопроводах сооружаются КС предназначенные для повышения давления до величин определяемых прочностью металла труб. При этом пропускная способность газопровода значительно возрастает. В связи с этим магистральный газопровод разбивается на отдельные участки длиной 100–150 км на стыках которых сооружаются КС. Длина участков рассчитана исходя из падения давления газа на одном участке не более чем на 16–25 МПа [2].
Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предприятий от магистральных газопроводов сооружаются отводы по которым газ поступает на ГРС.
Основное назначение ГРС – снижение давления газа и поддержание его на заданном уровне. На ГРС производится очистка газа замер количества (расхода) газа перед подачей его потребителю и его одоризация. Газ с давлением 03 и 06 МПа поступает на городские газораспределительные пункты (ГРП) газорегулирующие пункты потребителя (ГРПП) и с давлением 12 и 2 МПа - к специальным потребителям (ТЭЦ ГРЭС и др.) [2].
На выходе ГРС должна обеспечиваться подача заданного количества газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между поставщиком и потребителем с точностью до 10 %.
Газорегуляторные пункты (ГРП) являются связующим звеном между ГРС и газовыми сетями и сооружаются на территории городов посёлков промышленных и коммунальных предприятий. Они могут быть сетевыми питающими отдельные участки распределительных сетей низкого и среднего давления и объектов подающими газ конкретному предприятию. На ГРП осуществляется снижение давления и автоматическое поддержание его на заданном уровне производится очистка газа от механических примесей и защита трубопроводов от повышения давления.
Чтобы устранить сезонную неравномерность газопотребления создают ПХГ для закачки в них излишков газа летом с последующим использованием его при необходимости зимой.
ПХГ даёт возможность более полно использовать пропускную способность магистральных газопроводов обеспечивает резерв в случае аварии а также создает условия для более нормальной работы газовых промыслов и магистральных газопроводов.[2]
2 Устройство магистрального газопровода
При пересечении горных рек глубоких оврагов и балок глубоких ущелий с высокими и крутыми откосами и в некоторых других случаях сооружаются надземные (воздушные) переходы
Тип перехода выбирается в соответствии с технико-экономическим расчётом которым определяется наибольшая эффективность перехода по сравнению с подземными переходами.
По конструкции надземные переходы применяемые на газопроводах делятся на балочные арочные и висячие.[2]
На рис. 3 показаны конструкции наземных переходов.
Рис. 3. Конструкция надземных переходов:
а) – переход через реку б) – балочный переход в) – висячий переход
На МГ “Ямал-Европа” осуществляются надводные переходы через реки Одер Висла и Волга в соответствии со строительными нормами и правилами данный участок газопровода относится к участку I категории.[2]
Участки I категории сооружают из труб с утолщенной стенкой при 100%-ном контроле монтажных сварных соединений физическими методами и предварительном гидравлическом испытании при ????исп=125????раб где ????раб – рабочее давление газа в магистральном газопроводе.
2.2 Запорная арматура
На сегодняшний день современную систему коммуникаций невозможно представить без качественных комплектующих к трубопроводу. Запорная арматура - это подвид трубопроводной арматуры который применяется при устройстве инженерных сетей и предназначен для перекрывания движения потока рабочей среды.
Она должна соответствовать высокой степени герметичности для того чтобы обеспечивать полное перекрытие среды. К рабочей среде относится вода газ пар нефть. Запорная арматура изготавливается из стали бронзы латуни чугуна.
Чтобы иметь возможность отключать отдельные участки газопровода для ремонтных работ а также для сохранения газа во время аварийных разрывов газопровода на магистральных газопроводах не реже чем через 20–25 км устанавливают запорную отключающую арматуру.
Отключающая арматура обязательна в таких местах как:
На обоих берегах водных преград при пересечении их газопроводом в две нитки и более;
При каждом ответвлении магистрального газопровода;
По обеим сторонам проезжего автомобильного моста при прокладке по нему газопровода;
На участках газопроводов прилегающих к КС на расстоянии 500-700 метров от границ территории КС;
На свечах для сброса при необходимости опорожнения газопровода.
В качестве запорной арматуры применяются краны задвижки и вентили.[2]
Шибер – это движущая пластина которая служит для перекрытия потока. В задвижках он выполняется в виде листа из металла передвигаемого перпендикулярно и служащего для регулирования движения рабочего материала путем сужения проходного отверстия. Шибер в трубопроводной арматуре используется наряду с золотником клином диском плунжером и др.
На рис. 4 изображена шиберная задвижка.
Рис. 4. Шиберная задвижка
Шиберные стальные задвижки эксплуатируются в двух основных положениях: полностью закрытом и полностью открытом. Диаметр отверстия в задвижке в присоединительных патрубках не сужается из-за чего ее часто называют полнопроходной. Управление шиберными задвижками осуществляется при помощи электрического пневматического ручного или гидравлического привода. Их прочность в сборе подтверждается соответствующими расчетами на прочность (точные значения зависят от характеристик арматуры).[4]
Предназначенный для подземной установки шаровой кран – это приспособление которое необходимо для перекрытия потока газа в напорных трубопроводах проложенных в траншеях.
Эти устройства используются и в промышленных и в бытовых условиях. Газовые краны обеспечивают быстрое и полное перекрытие потока рабочей среды. Их широкое распространение обусловлено надежностью долговечностью прочностью и относительно невысокой стоимостью.[4]
На рис. 5 изображен шаровый кран.
Рис. 5. Шаровый кран
Шаровые краны изготавливаются из сверхпрочных материалов устойчивых к коррозии инертных к агрессивным средам. В производстве используются сплавы без проблем и деформаций переносящие всевозможные механические повреждения.
Изделия обладают высокой износостойкостью вне зависимости от условий эксплуатации. Шаровые газовые краны способны сохранять свои технологические свойства на протяжении тысячи (и более) циклов без возникновения неисправностей.[4]
Клиновые задвижки не используются как механизм регулировки они предназначаются для быстрого и эффективного перекрытия потока среды транспортируемой трубопроводом. Наиболее часто используемый способ работы - ручной при этом применяются специальные маховики обеспечивающие возможность быстро опустить запорный элемент в предназначенное для этого место.
Однако внедрение автоматизированных систем управления все больше заставляет применять электромоторы для работы задвижек. Конструкция максимально проста. Металлический корпус с размещенными в нем элементами затвора которые приводятся в действие при помощи специального штока.
Крепится такая арматура фланцевыми соединениями гарантирующими полную герметичность и долговечность.[5]
На рис. 6 изображена клиновая задвижка.
Рис. 6. Клиновая задвижка
На магистральных трубопроводах пневмогидроприводы применяются для управления запорной арматурой. В качестве движущей силы пневматической части устройства используется давление газа в магистрали или во внешнем пневмопроводе. Пневмогидропривод создает достаточное усилие для работы запорной арматуры с большим проходным сечением. Устройство рассчитано для установки на трубопровод с давлением рабочей среды от 15 до 160 МПа. В случае отключения электропитания и отсутствия давления газа в системе предусмотрено дублирующее управление пневмогидроприводом вручную с помощью встроенных ручных насосов.[5]
На рис. 7 изображена схема пневмогидропривода.
Рис. 7. Схема пневмогидропривода: 1 - корпус крана; 2 - мультипликатор; 3 - концевой выключатель; 4 -пневмогидропривод; 5 - электропневмоклапаны; 6 - вентиль запорный; 7 -шпиндель крана; 8 - коническая пробка крана; 9 - коллектор импульсного газа
Общий принцип работы пневмогидропривода независимо от конструкционного исполнения заключается в следующем. В одну из парных пневматических камер подается газ под давлением который двигает поршень. Движение поршня непосредственно или через шток соединенный с другим поршнем оказывает давление на жидкость гидропривода. В свою очередь гидропривод при перемещении штока приводит в действие поворотный механизмом. В данном случае пневматическая часть является движущей силой гидропривода. Поэтому нет необходимости устанавливать громоздкий гидронасос для создания давления в гидросистеме. Пневмогидропривод сочетает в себе преимущества пневмо- и гидропривода. Сжатый газ заполняет сразу всю пневмосистему и создает одинаковое давление по всему объему. Через гидропривод усилие сжатого газа передается на поворотный механизм. При этом гидропривод сглаживает пульсацию пневмосистемы которая возникает при изменении степени сжатия газа.
Управление поворотным механизмом запорной арматуры осуществляется за счет поступательного движения штока пневмогидропривода.
В некоторых конструкциях пневмогидропривода предусмотрены фильтры и очистители через которые проходит газ перед входом в пневмоцилиндр. Иногда к газу подмешивается масло чтобы избежать заклинивания и закусывания подвижных деталей. В пневмогидроприводе газ находится под давлением только во время изменения положения поворотного механизма. В крайних положениях устройства устанавливаются концевые выключатели обеспечивающие заданный угол поворота.[5]
Клапаны предохранительные
Клапаны предохранительные применяются для защиты от недопустимого превышения давления установленного для технологических трубопроводов резервуарного парка на нефтеперекачивающих станциях с емкостью. Возможно применение клапанов для различных видов производств с аналогичными параметрами эксплуатации.
Запорный орган состоит иззатвораиседла. Если рассматривать поясняющий рисунок то в этом простейшем случае затвором является золотник а задатчиком выступаетпружина.
С помощью задатчика клапан настраивается таким образом чтобы усилие назолотникеобеспечивало его прижатие кседлузапорного органа и препятствовало пропуску рабочей среды в данном случае настройку производят специальнымвинтом.[6]
На рис. 8 изображена схема предохранительного клапана.
Рис. 8. схема предохранительного клапана:
– корпус 2 – седло 3 – шток 4 – ступица 5 – сепаратор 6 – головка 7 – рукоятка 8 – ось 9 – вилка 10 – пружина 11 – подвижная система мембранного типа 12 – крышка 13 – каретка 14 – шарики 15 – шпилька 16 – упор 17 – шайба 18 – стакан крышки 19 – регулирующий винт 20 – малая пружина 21 – пружина 22 – регулирующий стакан
С возникновением в системе возмущений вызывающих повышение давления свыше рабочего уменьшается величина силы прижатия золотника к седлу. В тот момент когда эта сила станет равной нулю наступаетравновесиеактивных сил от воздействия давления в системе и задатчика на чувствительный элемент клапана.
Запорный орган начинает открываться если давление в системе не перестанет возрастать происходит сброс рабочей среды через клапан.
С понижением давления в защищаемой системе вызываемом сбросом среды исчезают возмущающие воздействия. Запорный орган клапана под действием усилия от задатчика закрывается.[6]
Затвор обратный - один из видов запорной трубопроводной арматуры использующийся в целях защиты приборов систем от аварийных ситуаций. Функциональное назначение устройства заключается в обеспечении сброса потока технологической среды в случае резкого повышения давления или изменения других предусмотренных параметров в системе.
Через обратный затвор выпускается среда отсекая тем самым аварийный участок от всего трубопровода и защищая систему от крупной аварии.
Главными составными частями конструкции прибора являются: корпус диск осуществляющий поворотное движение уплотнитель и седло. Это простое конструктивное устройство позволяет в автоматическом режиме пропускать поток в штатном режиме и препятствует его возврату при нарушениях в системе трубопровода.
Механизм работает следующим образом: при отсутствии прохождения технологических сред через золотники затворы находятся в седлах корпусов. Это положение соответствует показателю “закрыто”.[7]
На рис. 9 изображен обратный затвор.
Рис. 9. Обратный затвор:
– корпус; 2– захлопка; 3– крышка; 4 – серьга
В случае изменения направленности потока давление которое образуется с внешней стороны золотника прижимает его или захлопку перекрывая обратный поток технологической среды.[7]
Клапан запорный(вентиль) – служит для перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе движущегося в одном направлении.Направление движения рабочей среды по стрелке на корпусе. Запирающий элементперемещаетсяпараллельно оси потока. Применяют запорные клапаны чаще всего на паро- и водопроводах поскольку они создают высокое сопротивление потоку выше чем задвижки. Притечениипоток искривляется меняет свое направление сужается затем расширяется до первоначальных размеров. При этом возникают интенсивные вихреобразования. Поэтому ихприменяют когдадвижение средыпроисходит только в одном направлении и не вызываетбольших гидравлических сопротивлений. Специальныеклапаны применяют для ручногодросселирования давления(напримерредукционный вентильнаустановках термическогокрекинга).[7]
На рис.10 показан затворный клапан.
Рис. 10. Клапан запорный:
– корпус; 2 – седло; 3 – шпиндель; 4 – золотник; 5 – крышка; 6 – гайка накидная;
– втулка сальника; 8 – кольцо; 9 – прокладка; 10 – маховик; 11 – гайка; 12 – шайба;13 – набивка сальника; 14 – проволока
Основные преимущества клапанов запорных: Высокие эксплуатационные характеристики изделия совместно с его простой и надежной конструкцией позволяют эффективно эксплуатировать запорные клапаны в различных отраслях промышленности. малый ход затвора для полного открытия (обычно не более 025 номинального диаметра в то время как у задвижек – не менее диаметра) и соответственно малая строительная высота и масса; в клапанах гораздо проще чем в задвижках обеспечить требуемую герметичность затвора (путём применения уплотнительных колец из различных неметаллических материалов); при закрытии и открытии клапана в отличие от задвижки практически исключается трение уплотнения затвора о седло что существенно уменьшает износ уплотнительных поверхностей; возможность применения сильфона в качестве уплотнения арматуры по отношению к внешней среде.[7]
Для сооружения магистральных газопроводов применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых сталей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 027 %. Сталь труб должна хорошо свариваться.
Поставляемые для сооружения магистральных газопроводов трубы имеют сертификаты завода-изготовителя в которых должны быть указаны:
Номинальный размер труб.
Номер технического условия по которым изготовлены трубы.
Результаты механических испытаний.
Результаты гидравлических испытаний.
На каждой трубе на расстоянии около 500 мм от одного из концов должны быть выбиты клейма:
Месяц и год изготовления трубы.
Номинальные размеры по толщине стенки и диаметру.
Товарный знак завода и клеймо ОТК.
Номера плавок из которых изготовлена труба.
Клейма выбиваются вблизи от продольного шва. Участок клеймения обводится черной краской.
Колена изготовляются путём гнутья бесшовных или прямошовных труб (но не со спиральным швом) применяемых для строительства магистральных газопроводов.[2]
3 Режимы работы магистрального газопровода
При эксплуатации магистральных газопроводов контролю подлежат следующие основные показатели:
Давление газа в начале и в конце участка на выходе с промысла и на отводах на ГРС.
Количество транспортируемого газа температура его на входе и выходе КС средняя по участку на входе в ГРС.
Наличие конденсата влаги сероводорода тяжёлых углеводородов и загрязнений в газе давление на входе и выходе КС количество работающих агрегатов и режим их работы.
Исправность оборудования на КС и ГРС герметичность газопровода.
Режим закачки газа в ПХГ режим отбора газа постоянными и буферными потребителями и другие показатели характеризующие состояние магистрального газопровода его сооружений и оборудования.
Режим давления газа в газопроводе
Режим давления газа в магистральном газопроводе необходимо знать чтобы иметь возможность определять засоренность газопровода скопления влаги гидратных пробок находить места разрывов утечек и др.
Давление в любой точке магистрального газопровода px не имеющего закупорок определяется как
где – расстояние искомой точки от начала магистрального газопровода в долях его длины; - начальное давление газа; - конечное давление газа.
Среднее давление газа на участке магистрального газопровода
Для этой цели используют манометры установленные в начале и конце участка магистрального газопровода [2].
Температурный режим магистрального газопровода
Температурный режим магистрального газопровода необходимо знать для расчёта пропускной способности; для определения участков возможного выпадения конденсата воды и кристаллогидратов; для определения мест ввода метанола как профилактического средства при образовании гидратных пробок и для принятия мер по сохранению изоляционных качеств антикоррозионных покрытий. Температурный режим может быть определён весьма приближённо расчётным путём.
Оптимальный технологический режим
Оптимальный технологический режим работы магистрального газопровода обеспечивает выполнение установленного плана передачи газа при наиболее равномерной загрузке силового оборудования с наименьшими затратами электроэнергии и топлива при максимальной загрузке магистрали.
Оптимальный технологический режим работы магистрального газопровода должен предусматривать максимально возможное снижение себестоимости транспортировки газа не только путём экономии топлива и электроэнергии а следовательно и снижения расходов по этим статьям но также и путём увеличения межремонтного пробега агрегатов и использования всех внутренних ресурсов КС и ГРС вспомогательных цехов аварийно-ремонтных пунктов и др.
После определения фактического коэффициента гидравлического сопротивления газопровода можно рассчитать давления газа в начале и в конце участков магистрального газопровода
где d – внутренний диаметр магистрального газопровода; L – длина участка магистрального газопровода; - фактический коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; Z – коэффициент сжимаемости; - относительная плотность газа [2].Оптимальный технологический режим работы магистрального газопровода обеспечивает выполнение установленного плана передачи газа при наиболее равномерной загрузке силового оборудования с наименьшими затратами электроэнергии и топлива при максимальной загрузке магистрали.
При разработке оптимального технологического режима работы магистрального газопровода исходными данными являются:
Годовые квартальные и месячные планы транспорта газа с разбивкой их по всем потребителям получающим газ из магистрального газопровода.
Рабочее давление па входе п выходе промежуточных КС и на входе ГКС.
Возможные избытки газа в летний период и наличие буферных потребителей которым можно передать остаток газа.
Наличие ПХГ и возможности закачки и отбора из них газа.
Графики осмотров и плановых ремонтов оборудования КС и ГРС.
Графики ремонта оборудования линейной части магистрального газопровода КС и вспомогательных цехов.[2]
4 Технологическое оборудование газокомпрессорных станций
4.1 Компрессорные станции
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа главным образом из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода как отмечалось выше устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 11 где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.[8]
Рис. 11. Схема газопровода и изменение давления и температуры газа вдоль трассы
На рис. 12 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции состоящей из 3 ГПА. [8]
Рис. 12. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции:1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4- установка охлаждения технологического газа; 5- газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
Компрессорные станции газопровода “Ямал-Европа”
На белорусском участке магистрального газопровода “Ямал — Европа” установлены пять компрессорных станций: “Оршанская” “Крупская” “Минская” “Несвижская” “Слонимская” которые обеспечивают транзит российского природного газа в страны Европы.
В табл. 1 приведены КС и ГПА белорусского участка газопровода.[9]
Таблица 1 – КС белорусского участка газопровода “Ямал-Европа”
Мощность КС (КЦ) МВт
4.2 Газоперекачивающий аппарат ГПА-Ц-16С85-15
Агрегат состоит из отдельных функционально завершенных блоков и сборочных единиц полной заводской готовности стыкуемых между собой на месте эксплуатации.
Базовой сборочной единицей агрегата является турбоблок устанавливаемый на монолитном железобетонном фундаменте. Над турбоблоком на отдельной опоре установлены сборочные единицы выхлопного устройства двигателя и системы подогрева циклового воздуха. Забор воздуха для двигателя ДГ-90Л2 осуществляется через воздухоочистительное устройство шумоглушители всасывающую камеру и патрубок промежуточного блока.
С целью обеспечения удобства обслуживания агрегата основные узлы маслосистемы размещены в отдельном блокемаслоагрегатов а приборы и щиты системы автоматического управления агрегатом - в блоке автоматики.
Для повышения компактности ГПА блоки вентиляции и маслоохладителей размещены соответственно на промежуточном блоке и блоке маслоагрегатов. Для повышения надежности двигателя ДГ-90Л2 в состав агрегата введен блох фильтров топливного газа. Обогрев блоков ГПА осуществляется горячим воздухом из общестанционного коллектора.
Стыковка всех блоков производится через гибкие переходники позволяющие компенсировать неточности установки при монтаже агрегата.[10]
Общий вид ГПА показан на рис. 13.
Рис. 13. Агрегат газоперекачивающий ГПА-Ц-16С85-15
– камера всасывания; 2 – шумоглушитель всаса; 3 – проставка; 4 – устройство воздухоочистительное; 5 – блок вентиляции; 6 – опора выхлопной шахты; 7 – камера утилизатора; 8 – конфузор выхлопа; 9 – шумоглушитель выхлопа; 10 – труба выхлопная; 11 12 – диффузор; 13 – турбоблок; 14 – отсек компрессора; 15 – отсек двигателя; 16 – блок фильтров топливного и пускового газа; 17 – блок автоматики; 18 – блок системы промывки ГВТ; 19 – блок маслоохладителей; 20 – блок систем обеспечения; 21 22 – переходник; 23 – устройство для монтажа вентиляторов
Атмосферный воздух поступает в компрессор двигателя. В компрессоре происходит повышение давления и температуры воздуха. Осевая скорость потока несколько уменьшается. Часть воздуха из проточной части компрессора отбирается на технологические нужды двигателя а также на нужды ГПА.
Из компрессора воздух поступает в камеру сгорания где за счет непрерывного сгорания топливного газа подводимого через форсунки температура смеси продуктов сгорания и воздуха значительно возрастает. Часть воздуха в камере сгорания участвует в процессе горения а часть идет на смешение с горячими газами понижает их температуру до величины обеспечивающей надежную работу деталей камеры сгорания и турбины. Скорость потока газа в камере сгорания вследствие подвода тепла увеличивается а давление из-за гидравлического сопротивления несколько уменьшается.
Из камеры сгорания поток горячих газов поступает последовательно в турбину газогенератора и свободную турбину. В турбинах потенциальная тепловая энергия выходящего из камеры сгорания потока горячего газа преобразуется последовательно в кинетическую энергию и механическую работу вращения ротора газогенератора и ротора свободной турбины. Давление температура газа и скорость потока в турбинах уменьшается. Мощность турбины газогенератора расходуется в основном на привод ротора газогенератора. Небольшая часть мощности турбины газогенератора используется для привода агрегатов на коробке приводов. Мощность турбины свободной расходуется на привод нагнетателя.
Из турбины свободной выхлопной газ поступает в выходное устройство ГТУ и далее в систему выхлопа.[10]
4.3 Газотурбинные станции
Наибольшее применение нашли ГПА с газотурбинным приводом поскольку источником энергии для них служит перекачиваемый газ. Газовые турбины имеют следующие положительные качества: относительно высокий КПД большую мощность в единичном ГПА.
Приводом механизма сжатия газа как раз является газотурбинный двигатель использующий в качестве топлива очищенный и приведенный к рабочему давлению перекачиваемый газ.
Широко распространены промышленные ГТУ с регенерацией и без регенерации теплоты отходящих газов конвертированные авиационные и судовые установки комбинированные ГТУ из авиационного двигателя выполняющего роль газогенератора и стационарной силовой турбины.[2]
Атмосферный воздух через входное очистительное устройство и камеру всасыванияГПАвходит в двигатель. В компрессорах низкого и высокого давления сжимается и поступает в камеру сгорания. В камере сгорания в потоке воздуха сжигается топливо (природный газ) поступающее через форсунки.
Из камеры сгорания горячие газы направляются на лопатки турбин. В газовой турбине часть тепловой энергии газового потока превращается в механическую энергию вращения роторов турбин высокого и низкого давления. Мощность турбины высокого давления расходуется на вращение ротора компрессора высокого давления турбина низкого давления вращает ротор компрессора низкого давления.
Оставшаяся часть тепловой энергии газового потока поступившего в силовую турбину превращается с механическую энергию вращения ротора силовой турбины и жестко связанного с ним ротора нагнетателя.[10]
Газотурбинный двигатель ДГ-90Л2
Двигатель ДГ90Л2(рис. 14) предназначен для привода нагнетателя автоматизированного газоперекачивающего агрегата.
Рис. 14. Конструктивная схема ДГ-90Л2: 1 - устройство входное; 2 - компрессор низкого давления; 3 - компрессор высокого давления; 4 - камера сгорания; 5 - турбина высокого давления; 6 - турбина низкого давления; 7 - турбина нагнетателя; 8 - электростартер; 9 - коробка приводов нижняя; 10 - коробка приводов выносная; 11 - вибропреобразователь.
Конструкция ГТД обеспечивает его работу в составе ГПА на всех режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
ГТД приспособлен для работы с системой автоматического управления защиты и контроля (САУ) для чего имеет места для подсоединения необходимых датчиков которые совместно с САУ обеспечивают формирование сигналов управления.
Входное устройство предназначено для обеспечения плавного подвода атмосферного воздуха в компрессор и состоит из наружного и внутреннего обтекателей. Кольцевой канал между ними является началом проточной части двигателя.
Компрессор низкого давления (КНД) предназначен для сжатия атмосферного воздуха и подачи его в компрессор высокого давления (КВД). КНД осевой девятиступенчатый каждая ступень образована одним рядом рабочих лопаток и расположенным за ним рядом неподвижных спрямляющих лопаток закрепленных в корпусе.
Компрессор высокого давления (КВД) предназначен для сжатия воздуха поступающего из КНД и подачи его в камеру сгорания. КВД осевой десятиступенчатый состоит из переходника корпуса и ротора установленного на передней и задней опорах.[11]
Камера сгорания (КС) предназначена для получения перед турбиной требуемой температуры газа за счет тепла выделяющегося при сжигании в ней непрерывно подаваемого топлива в потоке воздуха поступающего из КВД. Камера сгорания противоточная трубчато-кольцевого типа.
Турбина высокого давления (ТВД) - осевая одноступенчатая предназначена для привода компрессора высокого давления состоит из соплового аппарата и ротора. Аппарат сопловой предназначен для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине. Сопловые лопатки турбины охлаждаются воздухом поступающим через специальные каналы из КВД.
Турбина низкого давления (ТНД) - осевая одноступенчатая предназначена для привода компрессора низкого давления состоит из соплового аппарата ротора и опорного венца. Аппарат сопловой предназначен для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине. Сопловые лопатки турбины охлаждаются воздухом поступающим через специальные каналы из КВД. Опорный венец ТНД содержит радиальный роликоподшипник конструктивно расположенный за рабочим колесом турбины.
Турбина нагнетателя (ТН) - осевая трехступенчатая предназначена для привода вала нагнетателя состоит из сопловых аппаратов каждой ступени ротора и опорного венца. Лопатки ТН охлаждения не имеют. Каждая ступень турбины имеет сопловой аппарат для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине.
Запуск ГТУ производится от двух электростартеров соединенных с валом КНД через центробежно-храповую муфту которая автоматически расцепляется когда ротор КНД достигает определенного числа оборотов.[11]
4.4 Газомоторные станции
Подразделяются ГМК на агрегаты низкого среднего и высокого давлений.
ГМК низкого давления (03–20 МПа) используются главным образом на ГКС при транспортировке газа с истощённых месторождений и нефтяного газа с промыслов. Применяют их также на КС для подачи низконапорных искусственных горючих газов.
ГМК среднего давления (21–50 МПа) работают в основном на промежуточных КС для увеличения пропускной способности магистральных газопроводов.
ГМК высокого давления (50–120 МПа) устанавливают на КС для закачки газа в ПХГ.
ГМК эффективны в условиях переменных мощностей и степеней сжатия свыше 13.
Наиболее перспективная область применения ГМК – ПХГ и станции низкотемпературной сепарации (для извлечения жидких углеводородов).
Основные достоинствами КС с ГМК являются:
Надёжность в эксплуатации.
Длительный срок службы.
Способность работать в широком диапазоне давлений.
Возможность регулирования производительности за счёт изменения частоты вращения агрегатов и объёма вредного пространства в компрессорных цилиндрах а также возможность создания больших давлений в них.
Существенными недостатками ГМК являются:
Большая масса установки на единицу мощности.
Большая неуравновешенность требующая сооружения массивного фундамента.
Пульсирующая подача газа вызывающая расстройство коллекторов.[2]
4.5 Электроприводные станции
Обычно КС с электроприводными газоперекачивающими агрегатами (ГПА) строятся на магистральных газопроводах проходящих через районы с развитой электроэнергетикой имеющие резервы электроэнергии.
Для электроприводных ГПА обязательно наличие редуктора между электроприводом и нагнетателем [2].
Основные преимущества электроприводных ГПА следующие:
Большой моторесурс (150000 ч).
Простота автоматизации и управления.
Повышенная культура эксплуатации и экологическая безопасность.
К недостаткам электроприводных ГПА можно отнести:
Необходимость относительно дешёвой электроэнергии в районе КС.
Слабую приспособленность к переменным режимам работы из-за постоянной частоты вращения вала электродвигателя.
При строительстве линий электропередач (если нет рядом источника электроэнергии) и других систем энергообустройства необходимы большие капитальные затраты.[2]
4.6 Центробежные нагнетатели
Центробежные нагнетатели предназначены для компримирования природного газа на КС с газотурбинным или электроприводом и транспортирования его по магистральному газопроводу. Центробежные нагнетатели могут работать при параллельном и последовательном соединении по технологическому газу одного двух или трёх агрегатов.[2]
Центробежный нагнетатель НЦ 1685-15
Нагнетатели НЦ-1685-15(рис.15) внутренней потребляемой мощностью около 16 МВт выпускаются Сумским производственным объединением для агрегатов ГПА-Ц-16 с приводом от конвертированного авиационного двигателя НК-16СТ и судового двигателя ДГ-90Л2. В стандартном силовом корпусе нагнетателя могут быть размещены одно- двух - и трехступенчатые сменные проточные части на степени сжатия 144; 15; 17; 18 с давлением нагнетания от 549 до 1256 МПа. Отличие в сменных проточных частях определяется параметрами компримируемой среды.
Рис. 15. Полнонапорный двухступенчатый нагнетатель НЦ-1676:
– опорный подшипник; 2 – крышка; 3 – корпус; 4 – внутренний корпус; 5 – ротор; 6 – крышка; 7 – уплотнение; 8 – опорно-упорный подшипник; 9 – блок масляных насосов; 10 – думмис; 11 – улитка;12 – обратный направляющий аппарат
Нагнетатель НЦ-16 предназначен для повышения давления в магистральных трубопроводах при перекачке природного газа. Нагнетатель центробежного типа двухступенчатый с вертикальным разъемом состоит из следующих основных узлов: корпуса нагнетателя с крышками; внутреннего корпуса; ротора; уплотнения ротора; опорного и упорно-опорного подшипников; блока маслонасосов.[11]
Корпус нагнетателя служит основным силовым элементом воспринимающим нагрузки от статора и ротора нагнетателя и передающим их через опоры на раму агрегата
Корпус нагнетателя - стальной сварно-кованый. Выполнен в виде цилиндра с приваренными к нему всасывающим и нагнетательным патрубками. На торцах патрубков выполнены фланцы для присоединения труб обвязки на компрессорной станции. Плотность соединения патрубков и труб обвязки достигается при помощи закладных резиновых шнуров укладываемых в канавки на торце фланцев. К нижней части корпуса приварены опорные лапы а к верхней части - кронштейны для установки гидроаккумуляторов масла.
В корпусе нагнетателя выполнены проточки под установку сегментов разрезных колец фиксирующих торцевые крышки в осевом направлении. В нижней части корпуса просверлены технологические отверстия закрываемые резьбовыми пробками которые служат для слива воды при гидроиспытаниях нагнетателя и дренирования полости силового корпуса.
Между опорными лапами на корпусе параллельно оси нагнетателя выполнены шпоночные пазы для фиксации нагнетателя от поперечных смещений после его центровки с силовой турбиной приводного газотурбинного двигателя.
Корпус имеет два вертикальных разъема закрываемых стальными коваными крышками. Осевое положение крышек и их фиксация обеспечиваются сегментными стопорными кольцами. В свою очередь от выпадения из проточек корпуса сегменты удерживаются кронштейнами и болтами заворачиваемыми в корпус и сегмент. В теле крышки выполнены масляные и газовые каналы выходящие на наружную поверхность крышки для подсоединения фланцев трубопроводов.
Плотность внутреннего соединения крышек и корпуса а также плотность соединения внутреннего корпуса (статорных деталей) и корпуса достигается за счет резиновых уплотнительных шнуров.
К крышке крепится улитка которая образует совместно с внутренней поверхностью крышки сборную камеру соединенную с нагнетательным патрубком компрессора. С внутренней стороны к улитке крепится втулка образующая с усиками на наружной поверхности думмиса лабиринтовое уплотнение.
Проточная часть нагнетателя образована подвижными (роторными) и неподвижными (статорными) элементами к которым относят: внутренний корпус объединяющий лопаточные диффузоры первой и второй ступеней обратный направляющий аппарат состоящий из наружной и внутренней частей и входной конфузор. В процессе сборки нагнетателя во внутренний корпус заводится нижняя половина обратного направляющего аппарата имеющего кольцевой монтажный разъем. Такая конструкция позволяет вынимать ротор нагнетателя без извлечения статорных элементов. В нижней части внутреннего корпуса имеются ролики на которых он вкатывается в силовой корпус.
Лопаточные диффузоры первой и второй ступеней имеют одинаковую конструкцию. Из тела основного диска выфрезеровываются лопатки диффузора. Покрывной диск приваривается к лопаткам. В теле лопаток основном и покрывном дисках после сварки выполняют отверстия через которые пропускаются болты. При помощи этих болтов диффузоры крепятся к внутреннему корпусу нагнетателя.
К всасывающей части внутреннего корпуса крепится входной конфузор сварной конструкции. Наружный и внутренний стакан конфузора соединены между собой при помощи профильных ребер.
Средняя часть внутреннего корпуса - литая. Образует верхнюю половину обратного направляющего аппарата и поворотное колено. Обратный направляющий аппарат(ОНА) имеет кольцевой разъем по лопаткам. Лопатки ОНА залиты в тело диафрагмы. Нижняя половина ОНА имеет аналогичную конструкцию.
Ротор представляет собой ступенчатый вал 2 с напрессованными на него рабочими колесами 3 4 думмисом 5 втулками уплотнении 1 и 6 с износостойким покрытием и диском упорного подшипника 8 который крепится на роторе гайкой 10 через втулку 9. Гайка 12 предназначена для фиксации приводной полумуфты. Через полумуфту 11 крутящий момент передается к блоку маслонасосов.
Ширина кольца 7 определяет положение ротора относительно статорных элементов проточной части и окончательно уточняется в процессе сборки компрессора.[11]
Конструктивная схема ротора показана на рис. 16.
Рис. 16. Ротор НЦ 1685-15:
6-втулка; 2-вал; 34-колесо; 5-думмис; 7-кольцо регулировочное; 8-диск упорный; 9-втулка; 1012-гайка; 11-полумуфта; 13-шайба
Рабочие колеса первой и второй ступеней унифицированы между собой. Отличаются только шириной рабочего колеса на входе и выходе.
Конструктивно рабочие колеса состоят из основного диска с выфрезерованными рабочими лопатками аэродинамического профиля и покрывающего диска. Лопатки основного диска рабочего колеса соединяются с покрывным диском вакуумной пайкой.
Разгрузочный поршень (думмис) предназначен для уменьшения (компенсации части) осевого усилия на опорно-упорный подшипник. На наружной поверхности думмиса выполнены усики лабиринтного уплотнения. Втулки уплотнения имеют износостойкое покрытие.
После окончательной сборки ротор нагнетателя подвергается многоплоскостной балансировке. Ротор нагнетателя жесткий.[11]
5 Автоматизация компрессорных станций
Многоуровневая автоматизированная система управления технологическими процессами магистрального газопровода Ямал-Европа (АСУТП МГ Ямал-Европа) предназначена для автоматизации технологических процессов и многоуровневого диспетчерского управления транспортом газа в границах этого газопровода.
Задачи поставленные в проекте создания АСУТП МГ Ямал-Европа решены по четырем направлениям:
диспетчерского управления для организации контроля и управления транспортом и распределением газа;
производственно-хозяйственного управления для организации производственного процесса и хозяйственно-административной деятельности предприятия;
организации внутренних информационных обменов в рамках предприятия;
обеспечения коммуникации между предприятиями для надежной передачи информации для верхнего уровня диспетчерского управления.
Управление транспортом газа в рамках АСУТП МГ Ямал-Европа построено по принципу многоуровневого централизованного управления.
Первый уровень - Центральный производственно-диспетчерский департамент (ЦПДД) осуществляет координацию действий диспетчерских служб газотранспортных предприятий эксплуатирующих МГ Ямал-Европа включая диспетчерские службы Белоруссии Польши Германии согласно заключенным контрактам.
Второй уровень - центральный диспетчерский пункт(ЦДП) предприятия осуществляет координацию диспетчерских служб подразделений и контроль режимов транспорта газа в границах газотранспортного предприятия при этом реализуются следующие основные функции:
контроль состояния технологического оборудования компрессорного цеха(КЦ) и КС;
обеспечение баланса газа по предприятию;
оптимизация и контроль режима газопровода;
моделирование и прогнозиро вание динамики режимов МГ;
дистанционное управление объектами линейной части МГ;
дистанционное управление ГПА и кранами включая охранные краны и краны на перемычках;
планирование регламентных работ ремонтов и др.
Третий уровень - диспетчерский пункт(ДП) линейно-производственных управлений(ЛПУ) включая ДП КС осуществляет контроль и управление технологическими объектами КС и линейной части газопровода в границах своей ответственности при этом реализуются следующие основные функции:
оптимизация и контроль ре жима работы КС;
контроль режима и технического состояния линейной части;
автоматизированное определение(расчет) заданных режимов и степени защиты оборудования по критериям(помпаж);
управление и сбор информации по вспомогательному оборудованию.
Четвертый уровень - пост управления КЦ. Оперативные и эксплуатационные службы КЦ осуществляют контроль и управление технологическими объектами цеха при этом реализуются следующие функции:
автоматическая стабилизация режима работы КЦ включая распределение нагрузки между работающими ГПА;
контроль работы всех цеховых и локальных систем автоматического управления и защиты;
дистанционное и автоматическое управление основным и вспомогательным оборудованием КЦ;
цеховой учет расхода технологического и топливного газа.
Пятый уровень – система автоматического управления(САУ) технологическими объектами и контролируемые пункты системы линейной телемеханики.
Каждому из указанных уровней управления соответствует свой регламент по распределению ответственности персонала объемов получаемой и обрабатываемой информации мероприятий по управлению объектами.
В состав АСУТП КС входит пять основных подсистем (рис. 17):
интегрированная система управления процессом эксплуатации (ИСУ Э) состоящая из компонентов предназначенных для обеспечения системы контроля и управления режимами эксплуатации (СКУ Э) и автоматизированная система управления производством УМГ (АСУ П). Совместная координация между этими видами деятельности необходима для обеспечения нормального хода процесса эксплуатации КС в целом;
система контроля и управления компрессорной станцией (СКУ КС) для обеспечения контроля и управления технологическим оборудованием компрессорной станции;
система диагностики компрессорного оборудования (СДКО) для обеспечения диагностики технологического оборудования ГПА;
автоматизированная система управления линейной частью (АСУ ЛЧ) для процессов управления и телемеханизации объектов линейной части (технологическое оборудование и объекты электроснабжения газопровода);
мультисервисная система связи (МСС) для обеспечения оперативного информационного взаимодействия между объектами УМГ.[12]
Рис.17. Системы управления АСУТП КС ”Ямал-Европа”
Особенностью СКУ КС является комплексная автоматизация оборудования на базе широко применяемых открытых между народных стандартов с резервированием особо ответственных узлов и элементов системы. Основой для создания подсистемы являлся программно-технический комплекс АСКУ КЦ «Поток» (ОАО «Газавтоматика») построенный в соответствии с открытыми международными стандартами на основе микро-программируемых контроллеров серий VME-9000 IUC-9000 SMART IO производства фирмы PEP Modular Computers GmBH (Германия) под управлением операционной системы OS-9.
Основные элементы программируемого логического контроллера размещаются на DIN-профилях в специализированных монтажных шкафах фирмы RITTAL (Германия) которые обеспечивают высокую степень защиты от внешних дестабилизирующих климатических и других воздействий.[13]
Для обеспечения возможности проведения регламентных и диагностических работ по фактическому состоянию технологического оборудования применена система диагностики ГПА.
Подсистема осуществляет сбор данных по агрегатам. К функциям данной подсистемы относятся:
занесение данных в файлы предыстории (паспорт оборудования);
контроль параметров и выявление событий;
визуальное отображение данных в виде таблиц трендов графиков;
диагностика технических состояний агрегатов и неисправностей;
оценочное определение сроков выполнения операций по техническому обслуживанию и ремонту;
формирование рапортов осуществляемых автоматически или по запросу пользователя.[13]
Для телемеханизации линейной части газопровода применена система линейной телемеханики “Магистраль-2”.
Подсистема предназначена для выполнения процессов контроля и управления оборудованием линейной части МГ Ямал-Европа в границах УМГ. В рамках АСУ ЛЧ предусмотрены телеуправление оборудованием ЛЧ включая контроль и управление от диспетчерской системы управления (СКУ Э); АРМ инженера по телемеханике для контроля и управления. Подсистема АСУ ЛЧ осуществляет также циклический сбор данных телеизмерений и телесигнализации.[13]
В рамках подсистемы предусмотрены функции поддержки диспетчерского управления и сервисные функции предназначенные для специалистов и обслуживающего персонала.
Состав видеокадров АРМ должен обеспечивать удобный интерфейс для выполнения оперативным персоналом его основных функций:
контроля и анализа режима работы элементов системы и объекта в целом;
выдачи команд управления всеми элементами управляемыми с разных уровней;
регистрации технологических событий происходящих в системе;
регистрации действий оперативного персонала;
проведения оперативных пользовательских расчетов;
просмотра и оперативного изменения нормативно-справочной информации;
регистрации оперативного персонала и защиты прав доступа.[13]
Предназначена для выполнения процессов управления производственно-ад министративной деятельностью специалистами эксплуатационного персонала (главный инженер инженер-технолог) и обеспечения сервисных функций управления производственной деятельностью УМГ.
Предназначена для выполнения следующих функций: обеспечение автоматической загрузки в магистраль станции и вывода из режима; поддержание заданного режима работы компрессорной станции; распределение нагрузки между цехами 3 и 4; распределение нагрузки между агрегатами КЦ 3; обеспечение антипомпажного регулирования; обеспечение антипомпажной защиты ГПА; определение режимов работы ГПА КЦ 3; формирование сообщений о необходимости пуска или останова ГПА; перераспределение нагрузок между КЦ при выходе из магистрали одного или несколько ГПА; ограничение давления на выходе цехов и КС; ограничение температуры на выходе ГПА цеха 3 КЦ 3 и КЦ 4 и др.
Вспомогательные функции обеспечивающие работу цехов: сбор обработка и передача данных; хранение данных; сигнализация; визуальное отображение информации; определение внутренних неисправностей подсистемы; генерация отчетов; обеспечение синхронного времени и др.[13]
6 Виды технического обслуживания газоперекачивающего агрегата
Планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта ГПА предусматривает следующие виды технического обслуживания и ремонта:
a)Техническое обслуживание на работающем агрегате:
b)Техническое обслуживание агрегата находящегося в состоянии резерва:
при выводе агрегата в резерв;
c)Техническое обслуживание при определенной наработке агрегата (1000 1500 ч и т.д.);
d)Плановые ремонты.[2]
При необходимости выполняется неплановое техническое обслуживание и неплановый ремонт ГПА. Неплановый ремонт выполняется для восстановления работоспособности оборудования вследствие разрушения его узлов и деталей после аварийных остановок ГПА для выявления и устранения отказов и дефектов оборудования в межремонтный период эксплуатации при необходимости проведения мероприятий связанных с улучшением параметров работы эксплуатируемого оборудования: вибрационных характеристик ГПА уменьшением расхода масла (в пределах установленной нормы) проверкой технического состояния узлов и деталей ГПА выполнением предписаний и указаний надзорных органов и т.д.
С целью обеспечения технической готовности или повышения надежности ГПА в межремонтный период при необходимости выполняется нерегламентированный ремонт состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных систем узлов и технических устройств входящих в состав ГПА. Ремонт проводится без выполнения типового состава работ регламентируемого данным пособием и может проводиться как планово с включением в пообъектный план так и без включения в годовое планирование в случае снижения технического состояния ГПА.
Техническое обслуживание на работающем и находящемся в состоянии резерва агрегате выполняет как правило эксплуатационный персонал.
Техническое обслуживание и ремонты на остановленных по наработке газоперекачивающих агрегатах подразделяются:
на техническое обслуживание двигателя ТОдв;
техническое обслуживание ГПА ТО;
капитальный ремонт КР.
Техническое обслуживание ГПА (ТО) выполняется на ГПА в целом; техническое обслуживание двигателя (ТОдв) выполняется только на двигателях отдельных газотурбинныхГПА с авиационным и судовым приводом.
Техническое обслуживание текущий средний капитальный ремонты на остановленном по наработке агрегате выполняются специализированной ремонтной организацией.
При плановых техническом обслуживании и ремонтах выполняются работы по разборке очистке дефектации ремонту замене узлов и деталей продлению ресурса сборке и испытанию.
Плановые техническое обслуживание и ремонты проводятся комплексно и одновременно на всем оборудовании входящем в состав ГПА и непосредственно влияющем на надежность и безопасность его эксплуатации. При невозможности по условиям режима работы компрессорного цеха одновременного выполнения работ на всем оборудовании ГПА они могут выполняться разновременно согласно утвержденному эксплуатирующей организацией графику ремонта на отдельном оборудовании.
Все работы по техническому обслуживанию и ремонту ГПА должны выполняться в соответствии с соответствующей нормативной документацией и действующими инструкциями по техническому обслуживанию и ремонту руководствами по ремонту технологическими процессами и другой ремонтной документацией для конкретных типов ГПА.[11]
В таблице 2 приведен перечень работ при проведении ТО-4 среднего и капитального ремонтов ГПА.[2]
Таблица 2 - Перечень работ при проведении ТО 4 среднего и капитального ремонта ГПА
Осевой компрессор и турбина
Вскрытие разборка и промывка узлов и деталей
Выявление дефектов в узлах и деталях
Проверка зазоров в подшипниках уплотнениях проточной части
Ремонт подшипников и маслозащитных уплотнений
Ремонт роторов с восстановлением шеек и упорных дисков
Перелопачивание рабочих и направляющих лопаток
Балансировка роторов
Ремонт цилиндров и обойм
Ремонт воздушных и газовых уплотнений
Проверка систем охлаждения лопаток дисков ТВД и СТ
Ремонт теплоизоляции турбины
Ремонт валоповоротного устройства (ВПУ)
Ремонт турбодетандера
Разборка очистка и ремонт камеры сгорания
Проверка центровки роторов нагнетателя и СТ
Разборка очистка и промывка деталей
Выявление дефектов подшипников шеек и упорного диска
Дефектоскопия колеса торцевого и газовых уплотнений балансировка ротора
Вспомогательное оборудование
Ремонт регенераторов
Ремонт маслоохладителей
Ревизия маслобака чистка маслопроводов
Прокачка маслосистемы
Ревизия насосов маслосмазки и уплотнения
Ревизия поплавковой камеры и аккумулятора масла
Ревизия запорной арматуры
Ревизия воздухозаборной камеры
Проверка и наладка системы вентиляции и местных отсосов
1 Расчет линейной части магистрального газопровода
Цель: рассчитать основные параметры характеризующие работу магистрального газопровода.
Задание: выполнить расчёт линейной части магистрального газопровода протяжённостью ????мг = 500 км с годовой производительностью ????г = 329 млрд. м³год. Рабочее давление газа ????раб = 55 МПа давление газа на входе в КС ????вс = 37 МПа. Максимальная температура газа в начале магистрального газопровода ????н???????????? = 37°C минимальная температура газа в начале магистрального газопровода ????н???????????? = -8°C.
Определение оптимальных параметров магистрального газопровода
По заданной годовой производительности и принятому рабочему давлению газа по таблице выбирается ориентировочное значение диаметра магистрального газопровода .
Таким образом выбирается однониточный магистральный газопровод с годовой производительностью по 329 млрд. м3год с =1420.
Выбор основного оборудования КС
Суточная производительность магистрального газопровода
где ????нг – коэффициент надёжности магистрального газопровода учитывающий необходимость компенсации снижения производительности магистрального газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания; ????эт – коэффициент экстремальных температур учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности магистрального газопровода связанного с влиянием высоких температур окружающей среды; ????ро – коэффициент расчётной обеспеченности газоснабжения потребителей отражающий необходимость увеличения пропускной способности магистрального газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ; – количество суток работы магистрального газопровода в год.
Оценочные значения коэффициента ????нг определяются по таблице.
Таким образом принимаем ????нг = 099.
Значения остальных коэффициентов принимаются следующими:
????эт = 10 – для магистральных газопроводов длиной менее 1000 км;
????ро = 098 – для базовых и распределительных магистральных газопроводов.
Газоперекачивающее оборудование выбирается исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно чтобы число центробежных нагнетателей (ЦН) было ближе к целому числу.
Выбираем ЦН марки ГПН-25-1 тип привода ГТН-25 тип компрессора Н-300-123.[2]
Принимаем ???????? = 5 центробежных нагнетателей.
Определение конструктивных и прочностных параметров трубопровода
Расчёт толщины стенки магистрального газопровода производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85 т. е.
где ????н – коэффициент надёжности металла трубопровода по нагрузке; ????н – наружный диаметр трубы; ????1 – расчётное сопротивление металла трубы.
Расчётное сопротивление металла трубы определяется как
где – минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности; m – коэффициент условий работы трубопровода; – коэффициент безопасности по материалу.
Для трубопровода класса прочности К60
Для транспортировки природного газа по трубопроводу диаметром 1220 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента
Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ный контроль сварных соединений и неразрушающими методами .
Коэффициент надежности металла трубопровода зависит от диаметра трубы т. е. для
Тогда расчетное сопротивление металла трубы:
Толщина стенки магистрального газопровода для
После определения толщины стенки на ряде участков магистрального газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования сжимающих осевых напряжений.
Осевые напряжения в трубопроводе определяются как
где α – коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали α = 12 106 1°C; Е – модуль упругости металла (для стали Е = 206 105 МПа); Δ???? – расчётный температурный перепад равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной или минимальной температурой стенки 8 трубопровода; Δ???? = 10 °C; – коэффициент Пуассона ; = 03; ????вн – внутренний диаметр трубопровода.
Внутренний диаметр трубопровода для ????у = 1420 мм
Осевые напряжения в трубопроводе для ????у = 1420 мм
Далее проверяется прочность подземного трубопровода по следующему условию:
где 2 – коэффициент учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб принимаемый при тр ≥ 0 равный 1.
Тогда для dy=1420 мм
Таким образом условия прочности выполняются.
Расчёт теплофизических свойств транспортируемого газа
Основными свойствами газа необходимыми для выполнения технологического расчёта магистрального газопровода являются: плотность молярная масса газовая постоянная критические температура и давление относительная плотность газа по воздуху. Расчёт данных параметров выполняется на основании норм технологического проектирования.
В таблице 3 представлен состав месторождения и общая характеристика его компонентов.
Таблица 3 - Состав месторождения и общая характеристика компонентов
Процентное содержание компонентов %
Молярная масса компонентов кгмоль
Критическая температура K
Критическое давление МПа
Молярная масса природного газа определяется как
где ???????? – концентрация ???????? – молярная масса i-го компонента газа.
Плотность природного газа транспортируемого по магистральному газопроводу при стандартных условиях (????0 = 01013 МПа и ????0 = 29315 K)
где ???? – универсальная газовая постоянная; ???? = 831451 кДж(кмоль·K); ????0 – коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.
Относительная плотность природного газа по воздуху определяется как
где ρв – плотность воздуха при стандартных условиях; ρв = 120445 кгм³.
Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 K
– критические значения давления и температуры -приведённые значения давления и температуры;-приведённые критические значения давления и температуры.
Плотность природного газа транспортируемого по магистральному газопроводу
Относительная плотность природного газа по воздуху
Динамическая вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 K определяется как
Определение расстояния между КС
Расстояние между КС магистрального газопровода определяется исходя из расчётного соотношения пропускной способности магистрального газопровода т. е.
Для определения расстояния между КС принимается ориентировочное значение средней температуры т. е.
где - температура окружающей среды на глубине заложения магистрального газопровода; =271 К; - температура газа на входе в линейный участок магистрального газопровода которую можно принять равной 303–313 K.
Давление в начале участка магистрального газопровода на выходе из КС
где – давление газа на выходе из КС; - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода;
Давление в конце участка магистрального газопровода определяется как
где - давление газа на входе в КС; - потери давления газа на входе в КС с учётом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа;
Коэффициент гидравлического сопротивления
где Е – коэффициент гидравлической эффективности принимаемый для новых труб равным 095; – коэффициент сопротивления трению.
Для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления
где -эквивалентная шероховатость труб (для труб без внутреннего гладкостного покрытия; =003 мм для труб с внутренним гладкостным покрытием =001 мм; Re– число Рейнольдса;
Таким образом для 1420 мм
Среднее давление в магистральном газопроводе можно определяется как
Расстояние между КС магистрального газопровода для ????у = 1420 мм
Требуемое количество КС для ????у = 1420 мм
Принимаем ????кс = 7.
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка магистрального газопровода между двумя КС.
Уточнённый тепловой и гидравлический расчёт участка магистрального газопровода между двумя КС для ????у = 1420 мм производится с целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Давление газа в конце участка магистрального газопровода в первом приближении определяется из расчётного соотношения пропускной способности магистрального газопровода т. е.
Уточнённое среднее давление газа в магистральном газопроводе
Средние приведенные давление и температура газа
Удельная теплоемкость газа определяется как
Коэффициент Джоуля-Томсона
Средняя температура газа определяется как
где a – коэффициент Шухова;
????ср – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду; ????ср = 175 Вт(м²·K).
Коэффициент сжимаемости газа
Коэффициент динамической вязкости определяется как
Коэффициент сопротивления трению
Давление газа в конце участка магистрального газопровода во втором приближении
Полученный результат давления газа в конце участка магистрального газопровода отличается от предыдущего приближения менее чем на 5 %. Таким образом расчёт выполнен верно.
Среднее давление газа
Температура газа в конце участка магистрального газопровода
Определение коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных магистральных газопроводов (без тепловой изоляции).
Средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных магистральных газопроводов (без тепловой изоляции)
где ????из – термическое сопротивление изоляции трубопровода;
????из – наружный диаметр изолированного магистрального газопровода; ????из = 1450 мм; λиз – коэффициент теплопроводности изоляции; λиз = 025 Вт(м·K); αгр – коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт.
λгр – коэффициент теплопроводности грунта (при отрицательных температурах грунта значение коэффициента теплопроводности принимается для грунта в мёрзлом состоянии); λгр = 21 Вт(м·K); оэ – эквивалентная глубина заложения оси трубы;
о – глубина заложения оси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы); о = 17 м; αа – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу; αа = 62 + 42????; ???? – среднегодовая скорость ветра; ???? = 54 мс; αа = 62 + 42 · 54 = 2888 Вт(м2 · K); сп – толщина снежного покрова; сп = 005 м; λсп – коэффициент теплопроводности снежного покрова принимаемый в зависимости от состояния снега (снег свежевыпавший – 01 Вт(м·K); снег уплотнённый – 035 Вт(м·K); снег тающий – 064 Вт(м·K)).
2. Расчет параметров центробежного нагнетателя и газотурбинной установки
Цель: рассчитать основные параметры характеризующие работу центробежного нагнетателя.
Задание: Определить степень сжатия политропный КПД производительность мощность на муфте ЦН типа 520-12-1 и расход топливного газа газотурбинной установки (ГТУ) при следующих исходных данных: частота вращения вала n = 4900 мин1 начальное абсолютное давление сжатия ????1 = 55 МПа конечное абсолютное давление сжатия ????2 = 64 МПа температура газа на входе ????1 = 290 K газовая постоянная ????г = 500 Джкг·K.
Относительная плотность газа по воздуху
где ????в – газовая постоянная воздуха.
В зависимости от среднего давления процесса сжатия и начальной температуры газа при найденной относительной плотности газа по воздуху по номограмме определяется коэффициент сжимаемости газа ????1 = 088 (рис. 18).
Рис. 18. Номограмма расчёта коэффициента сжимаемости газа Z в зависимости от давления относительной плотности газа по воздуху и температуре
По уравнению состояния реального газа определяется его плотность на входе в ЦН
Приведённая относительная частота вращения вала ЦН
С использованием приведённой характеристики ЦН (рис. 19) при найденных значениях ???? и приведённой частоте вращения вала ЦН (????????0)пр определяется приведённая объёмная производительность
Рис. 19. Приведенные характеристики ЦН 520-12-1
Tпр = 293 K; Zпр = 091; Rпр = 490 Дж(кгК); n0 = 4800 мин-1
Приведённая относительная внутренняя мощность потребляемая ЦН и его политропный КПД при ????пр = 660 м³мин по приведённой характеристике составят:
Тогда фактическая производительность ЦН
Объёмный или коммерческий расход приведённый к стандартным условиям определяется как
где ρв – плотность воздуха; ρв = 1206 кгм³.
Внутренняя мощность потребляемая ЦН
Мощность на муфте привода ЦН
где ????мех – механические потери мощности в системе ГПА принимаемые в расчётах для этого типа равном 100 кВт.
Расход топливного газа ГТУ определяется как
где – номинальный расход топливного газа;
???????? – номинальная мощность ГТУ; ???????? = 10000 кВт[2]; ???? – номинальный КПД ГТУ; ???? = 035[2]; ????тс – теплота сгорания топливного газа; ????тс = 37000 кДжм³; ???????????? – коэффициент учитывающий влияние высоты над уровнем моря; ???????????? = 11; ???????? – расчётная температура атмосферного воздуха (принимается средняя температура атмосферного воздуха расчётного периода); ???????? = 284 K;????тг – коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу); ????тг = 105; ???????? – коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины (обычно учитывается в составе коэффициента ????тг); ???????? = 10
Потребление топливного газа КС за расчётный период
где ???????? – количество ЦН; ???????? = 5; – время расчётного периода; = 8760 ч.
3 Расчет технического состояния центробежного нагнетателя
Цель: определить техническое состояние ЦН для конкретного режима его работы.
Задание: Определить техническое состояние ЦН типа 520-12-1 если режим его работы характеризуется следующими данными: давление газа на входе в ЦН ????1 = 55 МПа давление газа на выходе из ЦН ????2 = 64 МПа температура газа на входе в ЦН ????1 = 315 °C температура газа на выходе из ЦН ????2 = 512 °C частота вращения вала ЦН n = 4900 мин1. Содержание метана в газе ????мет = 099.
Фактический КПД ЦН может быть определён следующими методами:
С использованием термодинамических свойств природного газа и параметров газа по ЦН (давление и температура).
С использованием показателя политропы газа по методике ВНИИГАЗ.
Для расчёта КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощённые эмпирические соотношения для определения основных термодинамических величин природного газа по метану.
Для определения фактического КПД по второму методу необходимо знать параметры газа на входе и выходе ЦН (давление и температура) а также состав газа.
Первый метод расчета
Потенциальная функция для метана на входе и выходе ЦН:
Потенциальные функции для газа в целом:
Потенциальная работа сжатия в ЦН
Средние значения температуры и давления газа:
Средняя изобарная теплоемкость газа
Среднее значение комплекса
Разность энтальпий газа
Второй метод расчета
Показатель политропы сжатия
Критические параметры газа (температура и давление) при относительной массе газа по воздуху
Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа его в ЦН
Поправка на теплоемкость при постоянном давлении
Показатель адиабаты в идеальном газовом состоянии
Вспомогательная функция
Показатель адиабаты процесса сжатия
Ввиду отсутствия данных по замеру производительности ЦН для определения паспортного КПД используется приведённая характеристика ЦН
то по приведённой характеристике ЦН (рис. 20) определяем и
Рис. 19. Приведенные характеристики ЦН 520-12-1
Тогда коэффициенты технического состояния ЦН соответственно по первому и второму методам расчёта составят:
В данной курсовой работе рассмотрены устройство и структура магистрального газопровода “Ямал-Европа” а также назначение устройство и принцип работы основного оборудования компрессорных станций магистрального газопровода.
Выполнен расчет линейной части магистрального газопровода расчет основных параметров характеризирующих магистральный газопровод и техническое состояние основного энергетического оборудования с использованием в работе методической и научно-технической литературы и документации.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Бердник А. Н. Компрессорные станции магистральных газопроводов: учебное пособие. Хабаровск : Изд-во ТОГУ 2019. 142 с
Опыт комплексной автоматизации объектов МГ Ямал– Европа И.С. Гедранович А.Е. Наумец В.Е. Столяров [и др.] Газовая пром-сть. – 2010. – № 12 (653). – С. 36–40
Контракт ЯМАЛ–ЕВРОПА: Номер 97147. Концепция оборудования подсистемы СРКС: Номер 156300-HWDD-98-403- 197850
up Наверх