Компрессорная станция

АИНиГ. Специальность 5B072900 – СГНП и ГНХ. Кафедра «Строительство и стандартизация». Группа  – СГНП-12 к/о_______

Кубашев Т.Ж.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ................................................................................................................6

1ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ...............................................................................................8

1.1Современное состояние организации транспорта газа ....................................8

1.2Общая характеристика, основные параметры и назначение компрессорной станции ......................................................................................................................8

1.3Основные типы КС ........................................................................................... 11

1.3.1КС с поршневыми ГПА...................................................................................11

1.3.2КС с центробежными ГПА.............................................................................14 

1.3.3КС с электроприводом ...................................................................................20

1.4Особенности режимов работы КС ...................................................................20

1.5Технологическая схема КС ...............................................................................23

1.6 Газораспределительные сети  ...........................................................................30

1.7Физические и термодинамические свойства газов ........................................33

1.8Системы очистки технологического газа.........................................................40

2  РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ .........................................................................................48

Исходные данные для проектирования.................................................................48 
2.1Подготовка газа к транспорту...........................................................................48

2.2 Очистка газа от механических примесей........................................................49

2.3Технологический расчёт газопровода..............................................................50

2.4Определение расстояния между .......................................................................51

2.5Расчёт режима работы ГКС...............................................................................52

2.6Охлаждение  газа................................................................................................54

2.7Контрольно – измерительные приборы............................................................55

2.8Решение генплана газокомпрессорной станции..............................................57

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ............................................................................. 59

Технико-экономические показатели.................................................................59

3.1 Экономия в заработной плате высвобождаемых рабочих.............................59

3.2 Годовые затраты на ремонтные  работы..........................................................60

3.3 Годовые затраты на эксплуатацию..................................................................60

3.4 Годовые затраты на электроэнергию...............................................................61

3.5 Расчет стоимости оборудования......................................................................61

3.6Годовые амортизационные отчисления  на оборудование..............................61

3.7 Экономический эффект за счет  уменьшения количества отказов  КУ.........63

3.8 Экономический эффект за счет  уменьшения сроков ремонтных  работ.......64

3.9 Прочая экономии……………………………………………………...……....64

3.10 Годовая экономия от внедрения  АТК……………………………………....64

3.11 Годовой экономический эффект....................................................................65

3.12 Капитальные затраты на разработку  и ввод в эксплуатацию АСУТП.......65

3.13 Срок окупаемости капитальных  вложений...................................................66

 

4 ОХРАНА ТРУДА ................................................................................................67

4.1 Законы о охране труда и  промышленной безопасности ...............................67

4.2 Производственная санитария ..........................................................................67

4.2.1 Освещенность ................................................................................................67

4.2.2 Микроклимат .................................................................................................68

4.2.3 Электробезопасность .....................................................................................69

4.2.4 Защитное заземление ....................................................................................69

4.2.5 Вредные газы, пары .......................................................................................70

4.2.6 Шум .................................................................................................................71

4.2.7 Вибрация ........................................................................................................71

4.3 Техническая безопасность ...............................................................................72

4.4 Пожаробезопасность.........................................................................................74

 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................77

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.....................................78

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Актуальность темы: Газовая промышленность – одна из наиболее эффективных топливных отраслей энергетического хозяйства Казахстана и оказывает влияние на экономику топливоснабжение промышленных районов и развитие производства в целом.

Основой газовой промышленности является Газоснабжающая система – (ГСС), представляющая комплекс месторождений, газовых хранилищ, объектов потребления, объединённых сложной сетью магистральных газопроводов. Наиболее капиталоёмкая часть ГСС – система магистрального транспорта газа. Эта система представляет целую совокупность мощных газопроводных систем, подземных хранилищ, газораспределительных пунктов, компрессорных станций. Система магистрального транспорта газа и ГСС в целом во многом не подобна другим большим системам энергетики и является объектом самостоятельного изучения и исследования. ГСС обладает общими и специфическими свойствами и особенностями, изучение которых возможно только на основе применения современной теории оптимального управления.

 Согласно технологическому  принципу ГСС делится на подсистемы  добычи, транспорта, хранения и использования  газа. Технологический разрез деления  ГСС на подсистемы существенно  отличается от аналогичного деления отличается большей степенью автономности, так как отраслевые системы (электроэнергетическая, газоснабжающая, углеснабжающая и др.) по технологии совершенно различны. Также как и для других энергетических подсистем, для ГСС нельзя получить глобальное оптимальное решение на верхнем иерархическом уровне по оптимальным решениям, полученным на различных уровнях в отдельности. ГСС представляет собой единый комплекс иерархических построенных, но отдельно функционирующих подсистем.  

Задачей проекта является изучение технологический процесс КС с центробежным ГПА. Выполнен расчет следующих режимно-технологических показателей: температуры газа, абсолютного давление на входе и на выходе расчетного модуля.

В проекте использовались нормативные документы: СНиП, ГОСТ, Правила безопасности.

Цель проекта: Необходимость создания такой системы определятся особенностями технологического процесса перекачивания газа:

• переменным режимом работы компрессорных цехов, вызванным суточной и сезонной неравномерностью газопотребления, изменением параметров перекачиваемого газа (составом, температурой калорийностью и т.д.), пусками и остановками газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на соседних компрессорных станциях (КС) и т.д.;
• высокими требованиями к точности поддержания заданных параметров регулирования, изменение которых вызывает существенное изменение производительности участка газопровода;
• необходимостью поддержания определённого соотношения режимов работы отдельных агрегатов, выбираемых с учётом критерия минимального использования энергии.

Практическая значимость : В составе проекта производства работ на возведение объекта в целом и (или) его составные части разработан: календарный план производства работ по объекту; строительный генеральный план; порядок поступления на объект строительных конструкций, изделий и материалов.

Главными частями проекта организации строительства и плана производства работ являются стройгенплан и календарный план.

Стройгенплан представляет часть проекта организации строительства или план проекта производства работ, в которой решаются вопросы рационального размещения грузоподъемных механизмов, мест складирования материалов, временных дорог и других объектов строительного хозяйства. В проекте организации строительства эти вопросы рассматриваются укрупненно для всего комплекса объектов площадки, в план производства работ – подробно, только для одного объекта.

Методологическая основа и практическая база  проекта:  подробно рассматриваются общая характеристика, основные параметры и назначение компрессорной станции. В проекте организации строительства дается характеристика условий и сложностей строительства, указываются мероприятия по охране труда, по защите окружающей среды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

 

1.1 Современное состояние  организации транспорта газа

 

В связи с постоянным увеличением добычи газа растёт необходимость в использовании транспорта газа.

 Быстрое развитие трубопроводного  транспорта газа объясняется  тем, что перекачка его по трубопроводам  более экономична, чем доставка  другим видом транспорта (железнодорожным, речным, автомобильным).

За истекшие годы в стране сформировалась мощная сеть газопроводов, объединенных в Единую систему газоснабжения (ЕСГ). В настоящее время в ЕСГ выделяют газопроводы: магистральные, предназначенные для передачи больших объемов газа из мест добычи в места основного потребления (эти газопроводы имеют многониточную структуру, строятся из труб диаметром 1420 и 1220 мм, рассчитанных на давление 7,5 или 5,5 МПа); маневровые, предназначенные для соединения базовых потоков (могут работать в реверсивных режимах); газопроводы отводы, предназначенные для подачи газа отдельным потребителям на расстояние 300 км [1].

Пропускная способность магистральных газопроводов может достигать 80 млн. м³/сут. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на два класса:

1 класс – при рабочем давлении  от 2,5 до 10 МПа;

2 класс – при рабочем давлении  от 1,2 до 2,5 МПа;

Современный магистральный газопровод представляет собой инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы подготовке газа к транспортировке, компримированию и перекачки его по трубопроводу.

 

 1.2 Общая характеристика, основные параметры и назначение компрессорной станции

 

 Компрессорные станции (КС) служат  для повышения давления газа при его добыче, транспортировании, переработке и хранении, а также при других технологических процессах.

Функционально КС, сжимающие природный газ для транспортирования, разделяются на дожимные, головные и линейные. Кроме указанных, по назначению КС подразделяются на станции: подземных хранилищ газа, для закачки газа в пласт, холодильных установок.

 По типу применяемых компрессоров  КС бывают поршневые и центробежные, то типу приводящих компрессоры  двигателей КС подразделяются  на газомоторные, газотурбинные и электромоторные. Иногда на КС устанавливают ГПА двух или более типов такие КС называются комбинированными.

 

Рисунок 1.1 Технологическая схема магистрального газопровода

 

Основные технологические параметры КС - пропускная способность, степень повышения давления и максимальное давление нагнетателя.

Дожимные КС служат для подачи природного газа на головную станцию МГ, а также для подачи нефтяного газа в газопровод. Дожимные КС повышают давление газа, поступающего с пунктов подготовки или отдельных скважин, до уровня, обеспечивающего на входе в головную КС или в газопровод расчетное рабочее давление. Ввод в эксплуатацию ДКС определяется моментом падения пластового давления ниже величины, соответствующей расчетному давлению. При постоянном отборе газа из месторождения мощность ДКС должна увеличиваться по мере падения пластового давления; при очень низких пластовых давлениях дальнейшее наращивание мощности ДКС становиться экономически невыгодным, и месторождение переводится на разработку с падающим отбором.

Общая характерная особенность дожимных и головных КС – наличие на них систем охлаждения компримируемого газа, что связано с высокими τ этих КС, подготовки газа (осушки, очистка) для транспорта и систем измерения количества газа. Кроме указанных двух основных типов компрессоров- центробежных и поршневых, на некоторых ДКС для сжатия газа применяются эжекторы, а также ротационные и винтовые компрессоры.

 Линейные КС МГ восполняют  потерю давления газа при его  транспортировании по газопроводу  и предназначены для повышения давления газа до расчетного максимального. Технологические параметры линейных КС (τ и рабочая мощность) находятся для заданной пропускной способности газопровода в результате технико-экономических расчетов, исходя из условий получения минимальной стоимости всех КС рассматриваемого газопровода. Степень повышения давления на линейных КС современных газопроводов составляет 1,2 – 1,8, а расстояние между смежными станциями 80-150 км.

КС ПХГ служат для закачки газа в пласт в летний период и для отбора газа из хранилища в пиковый сезон потребления.

Если при требуемом отборе газа из ПХГ его давление на входе в газопровод ниже необходимого, отбор проводится с помощью ГПА. Максимальное давление нагнетания ГПА определяется наибольшим рабочим давлением газопровода, транспортирующего газ потребителям.

Мощность КС ПХГ не превышает 50 МВт. Особенность КС ПХГ – наличие на них мощных систем охлаждения газа, устройств для очистки газа от смазочного масла перед подачей в пласт и газопровод. КС для закачки газа в пласт используются при разработке газоконденсатных и нефтяных месторождений.

КС служит для поддержания пластового давления газа с целью предотвращения выделения конденсата в пласт при отборе тяжелых углеводородов из газа газоконденсатных месторождений с обратной закачкой осушенного газа в пласт (сайклинг-процесс). При этом давление на всасывании ГПА определяется наивыгоднейшим давлением в установках по выделению конденсата 6-15 МПа, а давление на нагнетании ГПА- давлением газа в пласте (25-50МПа).

В последние годы в газовой промышленности все большее применение находят компрессорные станции холодильных установок, используемые при переработке и подготовке к транспорту нефтяных и природных газов. Резкое увеличение числа холодильных КС связано с перспективностью транспорта газа в сжиженном и охлажденном состоянии. Кроме того, потребность в холодильных станциях возникает в связи с прокладкой газопроводов в зонах многолетнемерзлых грунтов, где для предотвращения растепления грунтов и повышения надежности работы трубопроводов целесообразно транспортировать газ с температурой от -1 до -3 градусов.

 Рабочие давления компрессорных  машин зависят от применяемого  хладагента и условий работы  холодильной установки. На отечественных  газоперерабатывающих заводах наиболее распространены ГПА, сжимающие газ от 0,1 -0,2 до 4-4,2 МПа. Мощности КС газоперерабатывающих заводов достигают 100-150 МВт. Кроме основного технологического элемента- компрессорного цеха станции обычно включают пылеуловители и фильтры для очистки газа на входе и выходе КС, системы охлаждения ГПА и компримируемого газа, водоснабжения, электроснабжения, регулирования подачи газа, связи и защиты и др.

Управление агрегатами компрессорного цеха и вспомогательного оборудования осуществляется с диспетчерского пункта КС или местных пультов. Полностью автоматизированные КС могут управляться с центрального диспетчерского пункта газопровода.

 

1.3 Основные типы КС

 

 Основным оборудованием на  КС считаются 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 газа- нагнетатели- могут иметь привод от газотурбинных установок или от электродвигателей.

При малых подачах газа (до 5000 млн. м 3 /год) наиболее широко применяются газомотокомпрессоры, мощность которых в настоящее время достигает 3680 кВт. При больших подачах газа используются центробежные нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ, мощность которых, соответственно, достигает 4500 и 25000 кВт.

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 (30-50 км), электропривод является конкурентноспособным. Так как, достаточно большое количество КС в Европейской части  оборудованы электроприводом. Однако большинство КС с учетом их удаленности от линий электропередач, оборудуются ГПА, состоящими из центробежных нагнетателей с приводом от ГПУ.

 

1.3.1 КС с поршневыми  ГПА

 

  При проектировании КС с поршневыми компрессорами в первую очередь определяют тип и количество агрегатов, необходимых для транспорта заданного объема газа. При выборе типа машин предпочтение отдается агрегатам, количество которых составляет 6-10, что обеспечивает достаточную гибкость работы КС при изменения режима подачи газа и не влечет за собой усложнения компрессорного цеха.

 Применяемые на КС магистральных  газопроводов газомотокомпрессоры  работают при давлении всасывания  около 25 и давлении нагнетания 55 кгс/см2 в одну ступень сжатия  и соединены параллельно. Преимущество  этого типа машин- это способность работать в широком диапазоне давлений; возможность регулирования подачи как за счет изменения скорости изменения коленчатого вала, так и изменения объема вредного пространства цилиндров компрессора; длительный срок службы; высокий КПД (около 30%).

 Существенными недостатками  их являются: большая масса установки  на единицу мощности, большая  неуравновешенность вращающихся  масс, требующая сооружения массивного  фундамента, пульсирующая подача газа.

 

 

Рисунок 1.2 Принципиальная технологическая схема КС с поршневыми ГПА

 

Газомотокомпрессор представляет собой агрегат, состоящий из компрессора и газового двигателя внутреннего сгорания. Двигатель и компрессор смонтированы на общей фундаментальной раме. Коленчатый вал у них общий. Двигатель газомотокомпрессора двухтактный, 10-цилиндровый. Силовые цилиндры расположены в вертикальной плоскости V-образно в два ряда под углом 60 град. Между осями цилиндров. Номинальная мощность 736 кВт. Номинальное число оборотов 300 об/мин. Компрессорные цилиндры расположены горизонтально. Число цилиндров – три. Механический КПД равен 0,95. при расчетном режиме работы (n=300 об/мин, Рвс=2,5МПа, РН=5,5 МПа) подача газомотокомпрессора достигает 0,6 млн.м3 /сут. Регулирование производительности осуществляется изменением объема вредного пространства.

 Для обеспечения нормальной  работы компрессорных агрегатов  в компрессорном цехе предусматривают  системы вспомогательного оборудования : воздухоснабжения, смазки и охлаждения.

При помощи системы воздухоснабжения осуществляется питание газомоторов продувочным и пусковым воздухом. Воздух для продувки цилиндров газомотора всасывается продувочным насосом по воздуховоду, проложенном в фундаменте агрегата.

В начале воздуховода установлен фильтр. Воздух, необходимый для пуска газомотокомпрессоров, нагнетается специальными компрессорами в баллоны. Из баллонов он под давлением 1,8 МПа через распределительный коллектор поступает в газомотокомпрессоры.

Смазка основных трущихся деталей ведется под давлением при помощи шестеренчатого масляного насоса и лубрикаторов. Шестеренчатый насос забирает масло из картера и подает его через фильтр в масляный холодильник и далее на смазку агрегата: к подшипникам коленчатого вала, мотылевым подшипникам, далее к пальцам моторных шатунов и к головкам поршней, а также к пальцам крейцкопфов и другим деталям. Лубрикаторы подают масло для смазки моторных и компрессорных цилиндров, сальников штоков компрессорных цилиндров и др. отработанное масло специальным насосом периодически подается на регенерационную установку. Свежее масло из расходного бака подводится к компрессорам по распределительному коллектору. Циркуляционные системы смазки газомотокомпрессоров аналогичны.

Охлаждающая система на компрессорных станциях магистральных газопроводов состоит из закрытого «горячего» и открытого «холодного» циклов. В «горячем» цикле применяется умягченная вода или паровой конденсат. Назначение «холодного» цикла – охлаждение воды закрытого цикла и масла в холодильниках системы смазки. Вода открытого цикла забирается из резервуаров под градирней насосом и подается наверх к градирни. Охлажденная вода струями падает вниз в резервуар и, проходя через холодильники , охлаждает воду «горячего» цикла. Часть охлажденной воды открытого цикла, скопившаяся в поддоне градирни, другим насосом подкачивается через холодильники масла и поступает в линию, идущую на вверх градирни. Перспективно использование для охлаждения агрегатов воздушного охлаждения. При этом можно применять как одноконтурные системы с непосредственным охлаждением циркулирующей среды в аппарате воздушного охлаждения, так и двухконтурные с промежуточным теплоносителем. В некоторых случаях при наличии градирен на КС во избежание засорения рубашек силовых цилиндров предлагаются комбинированные системы охлаждения, когда вода, циркулирующая через рубашки силовых цилиндров, охлаждается в воздушном холодильнике, а вода для охладителей масла и надувочного воздуха – в градирне.

 

1.3.2 КС с центробежными ГПА 

 

На газопроводах большой пропускной способности (более 5000 млн. м3/год) для компримирования газа применяют центробежные нагнетатели, подача которых в настоящее время достигает 85•106 м3/сут. По сравнению с поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд преимуществ. Это прежде всего компактность и высокая производительность, простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более благоприятные условия автоматизации[3,4].

Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу.

В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим колесом газу сообщается большая скорость с последующим преобразованием кинетической энергии потока в работу сжатия нагнитаемого газа. Связь между основными параметрами рабочего процесса нагнетателя (подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью и политропическим КПД) выражается газодинамической характеристикой.

Большинство компрессорных станций работает при рациональных степенях сжатия газа (порядкам 1,1-1,5). Это достигается при двух последовательно включенных нагнетателях. В настоящее время разработаны двухступенчатые нагнетатели с полной степенью сжатия в одном агрегате. Выбор одно или двухступенчатого варианта нагнетателя может быть обоснованно решен с учетом надежности работы компрессорной станции, эффективности ее работы при переменной производительности, упрощения технологических схем и схем обвязки агрегатов.

Дальнейшее повышение надежности газоперекачивающих агрегатов, сокращение объемов ремонтных работ и обслуживания позволяет оснащать компрессорные станции двухступенчатыми нагнетателями. На снижении суммарной мощности компрессорных станций сказывается повышение давления на выходе станции, за счет увеличения Рвых до 7,5 МПа суммарная мощность может быть уменьшена более чем в два раза. Поэтому в настоящее время внедряют компрессорные агрегаты с выходным давлением на 7,5 МПа, а затем и на 10 МПа.

Приводом для центробежных нагнетателей являются газотурбинные установки или электрические двигатели.

Благодаря ряду преимуществ перед другими видами приводов, из которых главные- легкость регулирования производительности и повышение мощности в осенне-зимний период. Газотурбинный привод наиболее распространен на газопроводах большой мощности.

По сравнению с другими тепловыми двигателями газовые турбины имеют меньший вес на единицу мощности. Автоматическое и дистанционное управление работой газотурбинных устройств проще и надежнее, чем у поршневых двигателей. В период похолодания, когда требуется увеличение производительности компрессорных станций, газотурбинная установка допускает увеличение мощности на 10-20% от номинальной.

На компрессорных станциях магистрального газопровода для привода центробежных нагнетателей используют газотурбинные установки открытого типа, когда наружный воздух, пройдя процесс сжатия, систему подвода тепла и процесс расширения, выбрасывается в атмосферу. Они изготовляются по простейшим тепловым схемам без промежуточного охлаждения воздуха при сжатии с однократным подводом тепла, с регенерацией или без регенерации тепла уходящих газов.

Газотурбинные установки, выполненные по простым схемам, более надежны и просты в эксплуатации и имеют низкую стоимость. Они могут выполняться одновальными или с «разрезным» валом и др.в одновальной установке вал нагнетателя имеет механическую связь с валом воздушного компрессора турбины; таким образом, скорость вращения последнего находится в прямой зависимости от числа оборотов нагнетателя. В установке с разрезным валом осевой компрессор и приводящая его в действие турбина независимы от нагнетателя и могут иметь любую скорость вращения, обеспечивая необходимую подачу в камеру сгорания.

Экономичность газотурбинной установки в значительной степени зависит от использования тепла уходящих продуктов сгорания. Поэтому на существующих газотурбинных установках имеется система регенерации, в которой теплом уходящих газов подогревается воздух после компрессора перед поступлением в камеру сгорания, за счет чего сокращается расход топлива. Тепловая схема такого газоперекачивающего агрегата выглядит следующим образом: воздух засасывается через фильтры, сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где подогревается за счет отработанных в турбине продуктов сгорания, а затем направляется в камеру сгорания, куда подается топливо. Продукты сгорания, образовавшиеся в камере, являются рабочим телом для турбины привода осевого компрессора (высокого давления - ТВД) и силовой турбины (низкого давления - ТНД), приводящей во вращение нагнетатель. После турбин продукты сгорания, пройдя воздухонагреватель, через дымовую трубу выпускаются в атмосферу.

Маслохозяйство компрессорной станции состоит из индивидуальных систем смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистого и отработанного масла и системы его распределения. Централизованная система хранения и регенерации масла включает в себя склад масел емкостью 100-150 м3 , систему маслопроводов чистого и грязного масла, цех регенерации, оборудованный установками для очистки от механических примесей и регенерации масел и насосами для подачи в компрессорный и другие цеха.

Для нормальной работы в зимнее время масляные емкости снабжаются подогревателями масла, в которые подается горячая вода или водяной пар.