Реферат Расчет количества перекачивающих станций

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 10.11.2024

^{Введение}

^{Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа – составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.}

^{Магистральный трубопроводный транспорт – важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса нашей страны.}

^{Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов страны важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенность. Строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопровода.}

^{Учитывая старение и высокий износ основных фондов нефтегазотранспортных систем на ближайшие годы поставлены крупномасштабные задачи в области диагностики и ремонта линейной части трубопроводов, позволяющие существенно повысить надежность и безопасность работы трубопроводных магистралей.}

^{В представленных в курсовом проекте расчетах соблюдены и учтены все положения новых нормативно-технических документов.}

^{1 Технологическая часть}

^{1.1 Основные сведения о магистральном газопроводе}

^{Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производят осушку газа, очистку от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод.}

^{Состав сооружений магистрального газопровода: 1-промыслы;2-газосборный пункт;3-промысловый коллектор;4-установка подготовки газа;5-головная компрессорная станция(КС);6-магистральный труопровод;7-промежуточная КС;8-линейные запорные устроиства;9-подводной переход с резервной ниткой;10-переход под железной дорогой;11-отвод от магистрального газопровода;12-газораспределительная станция (ГРС)13-конечная ГРС;14-станция подземного хранения газа (СПХГ);15-газорегуляторный пункт(ГРП);16-тепловая электростанция;17-газоперерабатывающий завод(ГПЗ).}

^{В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения;}

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

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

^{установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства}

^{электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;}

^{линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;}

^{здания и сооружения;}

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

^{При прохождении газа по трубопроводу возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80 - 120 км.}

^{Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а электроприводом - около 20 %.}

^{К линейным сооружениям относят: собственно магистральный трубопровод; линейные запорные устройства; узлы очистки газопровода; переходы через искусственные и естественные препятствия; станции противокоррозионной защиты; дренажные устройства; линии технологической связи; отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (АЭС).}

^{При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.}

^{Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относят линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.}

^{В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружают не всегда.}

^{Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагают около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д.}

^{При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5 - 7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружают газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.}

^{На газопроводах в качестве энергопривода КС используют газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированные агрегаты, в которых привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.}

^{Вид привода компрессорных станций и их мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.}

^{Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения.}

^{Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т. п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.}

^{Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.}

^{Наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь - январь, а минимум - на летние месяцы года.}

^{Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.}

^{Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10 -15%.}

^{Для экономии энергоресурсов, в частности для уменьшения затрат мощности КС при перекачке газа, а также с целью увеличения пропускной способности газопровода всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе.}

^{1.2 Классификация компрессорных станций и их назначение}

^{Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с целью достижения проектной или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидких и твердых примесей, компримирование газа; охлаждение газа.}

^{На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе и выходе.}

^{По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.}

^{На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.}

^{По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на: станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами); станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом; станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.}

^{Комплекс компрессорных станций включает, как правило: один или несколько компрессорных цехов; узлы пуска и очистных устройств; систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа; систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; систему теплоснабжения и утилизации теплоты; систему канализации и очистные сооружения; систему молниезащиты; систему ЭХЗ объектов КС; систему связи; Диспетчерский пункт (ДП) КС; административно-хозяйственные помещения.}

^{Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.}

^{Оборудование компрессорной станции должно иметь технологическую станционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.}

^{Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС эксплуатируются службами (участками):}

^{газокомпрессорной — основное и вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружения компрессорного цеха;}

^{энерговодоснабжение — электротехнические устройства КС, системы тепло- и водоснабжения, промышленной канализации;}

^{контрольно-измерительных приборов и автоматизации средства автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС.}

^{В обязанности газотранспортного предприятия входит обеспечение ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:}

^{контроль за организацией эксплуатации;}

^{контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;}

^{периодический контроль за состоянием и техническое освидетельствование оборудования, зданий и сооружений;}

^{контроль выполнения мероприятий, предусмотренных системой технического обслуживания и ремонта;}

^{контроль выполнения нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;}

^{контроль за расследованием и учет нарушений ПТЭ и инструкций по эксплуатации;}

^{оценка достаточности предупредительных и профилактических мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации и предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;}

^{контроль и учет мероприятий по предупреждению аварий и готовности к их ликвидации;}

^{ведение работы с заводами-изготовителями по претензиям;}

^{контроль за обеспечением государственных и региональных требований по охране окружающей среды.}

^{К основным объектам КС относят}^{: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех (КЦ); коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.}

^{Объектами вспомогательного назначения}^{являются: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа для собственных нужд; электростанция для собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.}

^{1.3 Основное и вспомогательное оборудование КС}

^{Основным оборудованием на КС являются 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 (ГТУ) или от электродвигателей.}

^{При малых подачах газа (до 5000 млн. м3/год) в свое время наиболее широкое применение нашли газомотокомпрессоры, мощность которых достигла 5500 кВт. При больших подачах газа используют центробежные нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ, мощность которых достигает 12500 и 25000 кВт соответственно.}

^{При выборе типа ГПА учитывают их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагнетателей и характеристики привода. ГПА включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и следующее вспомогательное оборудование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя. 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 конкурентоспособным.}

1. 4 Компрессорные станции 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 отдают агрегатам, количество которых составляет 6-10, что обеспечивает достаточную гибкость работы КС при изменениях режима подачи газа и не влечет за собой усложнения компрессорного цеха.

Поршневой ГПА (ПГПА) представляет собой агрегат, состоящий из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных общим коленчатым валом (газомотокомпрессор ГМК) или муфтой (спаренные ПГПА).

Как и все поршневые компрессоры, ПГПА обеспечивают степень повышения давления с одной ступени до 3 и более, что позволяет достичь требуемого повышения давления с минимальным числом ступеней сжатия. Соответственно упрощается технологическая обвязка ГПА, системы управления и регулирования.

На большинстве объектов газовой промышленности необходимое повышение давления при использовании ПГПА может быть обеспечено сжатием газа в одной ступени. На КС газопроводов ПГПА работают параллельно, что позволяет наращивать мощность КС в соответствии с необходимым увеличением пропускной способности газопровода и повышает надежность работы.

Запуск и загрузка ПГПА требуют относительно небольшого времени (до 10 минут), что обеспечивает оперативность управления ими.

Вместе с тем ПГПА отличаются относительно большой массой и габаритами, а их применение связано с большими капиталовложениями (как на сам ГПА, так и на здания, фундаменты). Для нормальной работы ПГПА требуется значительное количество смазочного масла.

Цикличность подачи газа поршневыми компрессорами приводит иногда к пульсациям давления газа и вибрациям технологических трубопроводов и ГПА, для предотвращения которых необходимы специальные мероприятия.

Особенности ПГПА обусловили следующие основные области их применения: головные и линейные КС магистральных газопроводов и их отводов; дожимные КС газовых месторождений; закачка (отбор) газа в (из) ПХГ; сбор и транспорт попутных газов; сжатие газа на газоперерабатывающих, нефтеперерабатывающих, химических и других заводах; закачка газа в пласт на газоконденсатных и нефтяных месторождениях; сжатие хладагента в холодильных установках (при низкотемпературной сепарации).

На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяют также комбинированные ГПА. Под комбинированными ГПА понимают агрегаты, сочетающие в себе принципиально различные двигатели (газотурбинный, электрический, поршневой) с разными типами нагнетателей (компрессоров), объединенных с целью повышения экономических показателей в каждом главном элементе ГПА и максимального использования их термодинамических, конструктивных и эксплуатационных преимуществ.
1. 5 КС с центробежными газотурбинными ГПА
На газопроводах большой пропускной способности (более 5000 млн.куб м/год) для компримирования газа применяют центробежные нагнетатели, подача которых в настоящее время достигает 35 млн.куб.м/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.

Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым приводом 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 нагнетаемого газа. Связь между основными параметрами рабочего процесса нагнетателя (подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью политропическим КПД) выражается газодинамической характеристикой.

Большинство КС работает на рациональных степенях сжатия газа (порядка 1,4-1,5). Это достигается при работе двух последовательно включенных нагнетателей.

При оснащении компрессорной станции минимальным количеством машин большой единичной мощности достигается значительный экономический эффект за счет лучших эксплуатационных показателей.

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 осеннее-зимний период, газотурбинный привод наиболее распространен на газопроводах большой мощности.

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

Конструкция ГПА должна быть такой, чтобы обеспечивалась работа на всех рабочих режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле ГПА.

Систему автоматического управления ГПА организуют для обеспечения:

автоматического пуска, нормального и аварийного останова агрегата;

регулирования и контроля технологических параметров ГТУ и нагнетателя;

предупредительной и аварийной сигнализации;

защиты ГПА на всех режимах работы;

связи агрегата с цеховой системой автоматического управления и регулирования;

возможности дистанционного изменения режима ГПА от цеховой и станционной систем управления.

Частота вращения силового ротора (ротора нагнетателя) должна регулироваться в диапазоне 70-105 % от номинальной частоты вращения.

1. 6 КС с электроприводом
На электроприводных компрессорных станциях магистральных газопроводов для привода центробежных нагнетателей, компримирующих газ, применяют асинхронные и синхронные электроприводы мощностью от 4000 до 12500 кВт.

Электроприводной газоперекачивающий агрегат включает в себя: электродвигатель, центробежный нагнетатель, мультипликатор и вспомогательное оборудование (масляную систему, систему автоматического управления, регулирования и защиты, систему охлаждения масла и воздуха, уплотнения нагнетателя и др.).

Для КС, которые в летний период эксплуатации не имеют 100 %-ной нагрузки по мощности двигателей, потребные поверхности охлаждения воздухоохладителя (ВО) могут быть значительно уменьшены за счет повышения температурного напора теплоносителей. Для КС, расположенных в южных районах, где температура атмосферного воздуха в летний период может быть выше расчетной (30 градусов), целесообразно перед подачей охлаждающего воздуха в ВО пропускать его через специальную камеру увлажнения в целях понижения температуры окружающего воздуха до температуры по смоченному термометру либо близкого к ней значения. При исходной температуре атмосферного воздуха 40 % и давлении 760 мм рт. ст. путем увлажнения воздуха до относительной влажности 90 % его температура понижается на 10 град. то есть до номинальной температуры для работы ВО.

Расход воды, необходимый для увлажнения воздуха, незначителен, продолжительность ее потребления составляет несколько часов в сутки, поэтому такой расход воды может быть обеспечен даже на КС, расположенных в районах с ограниченными водными ресурсами.

Технологическая обвязка компрессорного цеха (КЦ) предназначена для:

приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;

очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтрах-сепараторах;

распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

подачи газа в магистральный газопровод;

транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

при необходимости – сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

схему с параллельной коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей;

схему с последовательно-параллельной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей.

^{1.7 Технологические схемы компрессорных станций}

^{Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями}
^.^{В качестве примера рассмотрим технологическую схему КС-19а газопровода "Уренгой-Новопсков" (рис.2).}

^{Компрессорный цех оснащен двухступенчатыми центробежными нагнетателями типа 235-21-1 с приводом от газотурбинного двигателя судового типа мощностью 10 тыс. кВт. Количество ГПУ-10 на КС-19а: шесть - рабочих, два - резервных.}

^{Основное технологическое оборудование КС-19а - компрессорные агрегаты, пылеуловители - приняты отечественного производства, воздушные холодильники газа - фирмы "Крезо-Луар" (Франция).}

^{На площадке установки охлаждения газа размещено десять холодильников газа комплектно с арматурой фирмы "Крезо-Луар", а также трубопроводы и необходимая арматура пусковых контуров.}

^{Сооружения и оборудование вспомогательного технологического назначения - установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов, емкость сбора конденсата размещены на отдельных площадках с учетом их технологического назначения, сокращения протяженности технологических коммуникаций и требований правил взрыво- и пожаробезопасности.}

^{В технологической схеме КС-19а предусмотрены следующие основные процессы обработки газа:}

¹⁾^{очистка газа от пыли и жидкости;}

²⁾^{компримирование газа;}

³⁾^{охлаждение газа.}

^{На компрессорной станции, кроме основных установок, для обработки газа предусмотрены:}

¹⁾^{система топливного, пускового и импульсного газа;}

²⁾^{система промывки проточной части турбокомпрессоров;}

³⁾^{система подпитки антифризом замкнутой системы охлаждения масел;}

⁴⁾^{система подготовки, потребления сжатого воздуха;}

⁵⁾^{система обеспечения маслом.}

^{Газ из магистрального газопровода}^Dy^{1400 мм, проходя через восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Охранный кран ВОК предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА. С целью повышения надежности работы КС и снижения потерь давления газа на трение на всасывании и нагнетании КС принята двухшлейфовая система подключения.}

^{Из узла подключения газ двумя входными шлейфами}^D^у^{1000 мм}^{при открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей — коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами}^Dy^{1000 мм}^{поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Компримированный газ из компрессорного цеха направляется двумя трубопроводами}^D^у^{1000 мм}^{на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения (подключение АВО — коллекторное) и далее по двум шлейфам}^D^{у 1000 мм через открытые краны № 8 и 8а в магистральный газопровод.}

^{На магистральном газопроводе, после КС установлен западный охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и охранного крана БОК перед компрессорной станцией.}

^{Между всасывающим (входным) и нагнетательным (выходным) шлейфами имеются перемычки}^Dy^{700 мм}^{от каждого выходного шлейфа после АВО газа на вход КС с установкой кранов № 36 и 36а, байпасов}^D^у^{150 мм}^{с кранами № 36р и З бар, необходимых для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя, и общего для обеих перемычек дроссельного крана № 37}^Dy^{700 мм. Они образуют пусковой контур компрессорной станции и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой.}

^{Входные краны № 7 и 7а имеет байпасные краны, предназначенные для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станций с помощью крана № 76 производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.}

^{Обратные клапаны перед кранами № 8, 8а предупреждают обратный поток газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе агрегатов на пусковой контур.}

^{Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.}

^{Свечные краны № 17, 17а, 18 и 18а предназначены для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ и при возникновении аварийных ситуаций на КС.}

^{Краны № 7, 8, 17, 18, 18а имеют дистанционное управление и автоматическое управление от ключа аварийной остановки станции.}

^{Охладители газа подключаются к выходным шлейфам и вводятся в работу закрытием разделительных кранов на шлейфах.}

^{Обвязка полнонапорного центробежного нагнетателя включает в себя краны: №1,2 - отсекающие, № 6 - для выхода на станционное кольцо (на контур), № 4 - для заполнения контура, через него проводится продувка газом контура нагнетателя перезаполнением через свечу краном № 5. Перед выходным краном № 2 противопомпажным краном № 6 устанавливают обратные клапаны.}

^{Все краны нагнетателя имеют автоматическое управление, дистанционное и ручное. Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20 (через кран № 1т), после крана № 20 (через кран № 4т), а также от выходного коллектора пылеуловителей (через кран № 2т) и входного коллектора АВО газа (через кран № Зт). После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.}

^{В узле подключения КС к магистральному газопроводу предусмотрен транзитный пропуск очистного устройства при открытом кране № 20. Продукты очистки газопровода направляют на узел сбора жидкости, который разработан в проекте линейной части газопровода. В технологической схеме КС-19а предусмотрено сооружение следующих трубопроводов между узлами подключения КС и самой КС-19а:}

¹⁾^{два всасывающих шлейфа из труб}^D^у^{1000 мм}^{, протяженность 1-го шлейфа - 420 м, 2-го - 420 м;}

²⁾^{два нагнетательных шлейфа из труб}^D^у^{1000 мм}^{, протяженность 3-го шлейфа - 415 м, 4-го - 420 м;}

³⁾^{трубопровод к установке подготовки газа из труб}^D^у^{80 мм}^{, протяженностью 380 м. Конденсатопровод из труб}^D^у^{300 мм}^{, протяженностью 250 м.}

^{Защиту подземных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляют путем покрытия наружной поверхности труб изоляционной пленкой "Поликен 955-25" в два слоя.}

^{Согласно СНиП 2.05.06-85* все трубопроводы отнесены к первой категории участков.}

^{В связи с тем что трассы шлейфов частично проходят по обводненным землям, предусматривают закрепление их винтовыми анкерными устройствами с лопастью диаметром 300 мм типа АЛ-4п-30.}

^{Для предотвращения температурных подвижек мест подключения к магистральному газопроводу и к КС предусматривают дополнительно горизонтальные углы поворотов из крутоизогнутых отводов (45 °), выполняющих роль компенсаторов.}

^{Трубопроводы к установке подготовки газа и импульсного газа укладывают в одной траншее со всасывающим шлейфом диаметром 1020 мм.}

^{Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с неполнонапорными центробежными нагнетателями}^{. Принципиальная технологическая схема КС-17 приведена на рис. 3.}

^{КС-17 состоит из одного цеха, подключенного к магистральному газопроводу "Уренгой-Петровск",}^Dy^{= 1400 мм, рпр = 75 кгс/см2. Газ высокого давления из магистральных газопроводов через входные шаровые краны № 7,7А (}^Dy^{1000 мм) узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей (шесть пылеуловителей производительностью 20 млн. м3/сут каждый), где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор (}^D^{у 1000 мм) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляется в два последовательно работающих нагнетателя восьми агрегатов ГПА-10 (из них два в резерве), где сжимается до проектного избыточного давления (75 кгс/см2). Компримированный газ под давлением 75 кгс/см2 поступает в нагнетательный коллектор (}^D^у^{1000 мм}^{) и далее по трубопроводам (}^D^{у 1000 мм) направляется к батарее из 12 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный до 28 °С газ по выходным шлейфам (}^D^у^{1000 мм}^{) направляется к узлу подключения, попадая через краны № 8, 8а в магистральный газопровод.}

^{Перемычки между всасывающим и нагнетательным шлейфами с кранами № 6, 6а, 66, 6в образуют пусковой контур цеха, который предназначен для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой, а также для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на прием цеха.}

^{Сжатие газа осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов ГПА-10 с нагнетателями типа 370-18-1.}

^{Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20, после крана № 20, а также от входного и выходного шлейфа через краны № 105, 106 и 107, 108. После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам. Импульсный газ после осушки в адсорберах подводят к крановым узлам.}

^{Отличительная особенность использования полнонапорных центробежных нагнетателей с параллельной схемой их обвязки по сравнению с неполнонапорными нагнетателями с параллельно-последовательной схемой их соединения: схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении из-за меньшего количества запорной арматуры; она позволяет использовать в работе любые из имеющихся в резерве агрегаты; отпадает необходимость в кранах № 3 и 3-бис, а также в режимных кранах № 51-66. Следует также отметить, что остановка одного агрегата в схеме с неполно-напорными нагнетателями вызывает необходимость выводить на режим "кольцо" и второй агрегат.}

^{Технологическая схема компрессорного цеха с газомотокомпрессорами.}^{На рис. 4 приведена технологическая схема головной КС, оборудованной газомотокомпрессорами. Предусмотрены следующие основные операции: газ по газопроводу 1 проходит пылеуловители 2 и поступает во всасывающий коллектор 3. После сжатия компрессорами 4 газ направляется в нагнетательный коллектор 5, из которого при необходимости поступает в охладители газа 6 или, минуя их, на установку для замера количества газа 7 и далее в магистральный газопровод. Установленные на всасывающем и нагнетательном коллекторах маслоуловители 8 улавливают часть масла, уносимого газом из пылеуловителей и компрессорных машин. Особенность схемы одноступенчатого сжатия на КС — параллельное подключение всех компрессоров к всасывающим и нагнетательным коллекторам, благодаря чему каждый из них может быть резервным.}

^{Рис. 4. Технологическая схема компрессорной станции, оборудованной поршневыми газомоторными компрессорами: 1 - магистральный газопровод; 2 - пылеуловители; 3 - всасывающий коллектор; 4 - газомотокомпрессоры; 5 - нагнетательный коллектор; 6 - охладители газа; 7 - установка замера количества газа; 8 - маслоуловители}

^{2 Расчетная часть}

^{2.1 Исходные данные}

^{Протяженность магистрального газопровода, L - 1500 км}

^{Наружный диаметр,}^{- 1220 мм}

^{Толщина стенки,}^-^{12 мм}

^{Транспорт. продукт. Газ - Арчединского месторождения}

^{Пропускная способность газопровода,}^{- 22,6 млрд. куб. м/год}

^{Давление на всасывании,}^{- 5,15 МПа}

^{Давление нагнетателя,}^{- 7,46 МПа}

^{Давление избыточное,}^{- 7,35 МПа}

^{Температура воздуха,}^{- 283К}

^{Средняя температура грунта на глубине заложения газопровода,}^{- 278К}

^{Таблица 1 - состав газа:}

^{Месторождение}	^Метан	^Этан	^Пропан	^Бутан	^Пентан	^Азот	^{Углекислота}	^{Плотность}	^{Относит. плотн.}
^{Арчединское}	^95,5	¹	^0,2	^0,1	^-	^3,1	^0,1	^0,78	^0,61

^{2.2 Расчет свойств перекачиваемого газа}

^{Плотность газа при стандартных условиях по формуле :}

⁽¹⁾

^Где^{- доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;}^{- плотность компонента при стандартных условиях, кг/куб.м (293К и 0,101325 МПа)}

^{Молярная масса по формуле :}

⁽²⁾

^Где^{- молярная масса компонента, кг/кмоль.}

^{Газовая постоянная по формуле:}

⁽³⁾

^Где^{=8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль*К)}

^{Дж/(кмоль*К)}

^{Псевдокритическая температура и давление по формулам:}

⁽⁴⁾

⁽⁵⁾

^{Относительная плотность газа по воздуху по формуле:}

⁽⁶⁾

^{Суточная производительность газопровода по формуле:}

⁽⁷⁾

^Где^{- оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно равен 0,9.}

^{2.3 Определение значения начального и конечного давления на линейном}

^{участке между КС}

^{Давление в начале участка газопровода определяется по формуле:}

⁽⁸⁾

^{Давление в конце участка газопровода определяется по формуле:}

⁽⁹⁾

^{Определим ориентировочную среднюю температуру газа на линейном участке по формуле:}

⁽¹⁰⁾

^{Коэффициент сопротивления трению определяют по формуле:}

⁽¹¹⁾

^{Внутренний диаметр трубопровода по формуле:}

^(11,1)

^{Полагая, что газопровод оборудован устройствами для очистки внутренней полости (}^{), полный коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле:}

⁽¹²⁾

^{Среднее давление в линейном участке по формуле:}

⁽¹³⁾

^{Приведенные значения давления и температуры по формулам:}

⁽¹⁴⁾

⁽¹⁵⁾

^{Коэффициент сжимаемости газа по формуле:}

⁽¹⁶⁾

^{Где значения приведенных давления и температуры при}^и^{определяются по формулам (14) и (15),}

^{Расчетное расстояние между КС по формуле:}

⁽¹⁷⁾

^{Определяем расчетное число КС по формуле:}

⁽¹⁸⁾

^{Уточняем значение расстояния между КС по формуле:}

⁽¹⁹⁾

^{2.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС}

^{Принимаем в качестве первого приближения значения коэффициента гидравлического сопротивления, средней температуры и коэффициента сжимаемости газа из первого этапа вычислений:}

_;

_;

_.

^{Определяем значение}^{, давление в конце участка:}

⁽²⁰⁾

^{Определяем среднее давление:}

^{Определяем среднее значение приведенного давления и температуры :}

^{Удельная теплоемкость газа:}

⁽²¹⁾

^{Коэффициент Джоуля-Томпсона :}

⁽²²⁾

^{Рассчитываем коэффициент}^:

⁽²³⁾

^{Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томпсона:}

⁽²⁴⁾

^{Вычисляем уточненные значения приведенной температуры}^{и коэффициента сжимаемости}^:

^{Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса :}

⁽²⁵⁾

^{Рассчитаем число Рейнольдса по формуле:}

⁽²⁶⁾

^{Вычислим коэффициенты}^и^:

^{Конечное давление во втором приближении :}

^{Относительная погрешность определяется по формуле}

⁽²⁷⁾

^{Полученный результат отличается от предыдущего приближения меньше чем на 1%. Поэтому принимаем окончательно значение}^{. Результаты расчетов приводим в таблицу.}

^{Таблица 2-результаты уточненного расчета}

^{Наименование расчетного параметра}	^{Первое приближение}
^{Конечное давление}^,МПа	²
^{Среднее давление}^,МПа	^5,4
^{Приведенная температура}
^{Приведенное давление}
^{Теплоемкость газа}^{,кДж/(кг*К)}
^{Коэффициент Джоуля-Томпсона}^,К/МПа
^{Параметр}
^{Средняя температура}^,К
^{Средний коэффициент сжимаемости}
^{Динамическая вязкость газа}^,Па*с
^{Число Рейнольдса}^Re
^{Коэффициент сопротивления трения}
^{Коэффициент гидравлического сопротивления}
^{Конечное давление}^,МПа	^5,4
^{Относительная погрешность по давлению ,%}	^0,7

^{Уточняем среднее давление:}

^{Определяем конечную температуру газа:}

^{2.5 Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС}

^{На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76.}

^{По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление}^{и температуру}^{газа на входе в центробежный нагнетатель:}

^{Вычисляем значения температуры и давления, приведенные к условиям всасывания при}^и^{по формулам:}

^{Рассчитаем коэффициент сжимаемости по формуле:}

^{Определим плотность газа по формуле:}

⁽²⁸⁾

^{Вычислим требуемое количество нагнетателей по формуле:}

⁽²⁹⁾

^{Рассчитаем производительность нагнетателя по формуле:}

⁽³⁰⁾

^{Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем}^и^{. Результаты вычислений приводим в таблицу.}

^{Таблица 3-результаты расчета}^Q^{пр и (}^)пр

^{Частота вращения}
³⁷⁵⁰	^0,765	^1,307	^518,75	^0,775
⁴⁰⁰⁰	^0,816	^1,225	^486,2	^0,827
⁴⁵⁰⁰	^0,918	^1,089	^432,22	^0,93
⁵⁰⁰⁰	^1,020	^0,980	^388,96	^1,033
⁵⁵⁶⁰	^1,135	^0,881	^349,7	^1,15

^{Вычисляем требуемую степень повышения давления по формуле:}

⁽³¹⁾

^{По характеристике нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из}^{=1,44 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим}^{. Аналогично определяем}^и

^{Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле:}

⁽³²⁾

^{Рассчитаем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН по формуле:}

⁽³³⁾

^{С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода :}

⁽³⁴⁾

^{Вычисляем располагаемую мощность ГТУ ГПА-Ц-16/76 по формуле:}

⁽³⁵⁾

^{Проверяем условие}^{. Условие 15400<15952 выполняется.}

^{Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН по формуле :}

⁽³⁶⁾

^{Вывод: по данным расчета на магистральном газопроводе длиной 1500 км принимаем 7}

^{компрессорных станций, на каждой из которых установлено 2 центробежных нагнетателя типа ГПА-Ц-16/76 с подачей}^{=32,6 млн.}^{с газотурбинным приводом типа ГПА-Ц-16номинальной мощностью}^=4900кВт.

^{Список использованных источников}

^{1. Быков Л.И., Лаврентьев А.Е. , Мустафин Ф.М., Нечваль А.М. Рафиков С.К., «Типовые}

^{расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов», Санкт-Петербург, «Недра», 2006-824 с.}

^2.^{Новоселов В.Ф.,Тугунов П.И., «Типовые расчеты при проектировании и}

^{эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов», Уфа, «ДизайнПолиграфСервис», 2002 -658 с.}

^{3. Александров В.Н., Гольянов А.И., Коробков Г.Е., Мастобаев Б.Н., Шаммазов А.М.,}

^{«Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций», Москва, «Недра»,2003-404 с.}

Bukvasha