Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Апреля 2016 в 20:44, дипломная работа
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.
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.....
Индивидуальная система маслоснабжения предназначена для обеспечения смазки подшипников агрегатов, создания гидравлических герметических уплотнений нагнетателя, а также для систем гидравлического управления и регулирования установки. Масляная система (рисунок 2.1) состоит из маслоблока, куда входит масляный бак, пусковой и резервный масляные насосы, ингистор главного масляного насоса, ингистор и маслопроводы смазки. Подача масла к деталям и узлам обеспечивается главным масляным насосом 1, а во время пуска и остановки- пусковым масляным насосом 3 через обратный клапан 2. часть Qпн поступает к инжектору насоса 5 для создания подпора во всасывающем патрубке главного масляного насоса для обеспечения его надежной работы. Часть масла Qи поступает к инжектору смазки для подачи масла под давлением 0,02-0,08 МПа на подшипники агрегата и зацепления редуктора.
Масло после насосов подается в гидродинамическую систему регулирования агрегата. Давление 0,5 МПа в системе регулирования поддерживается регулятором давления 9. Часть масла после регулятора, пройдя маслоохладитель 8, подается на смазку опорно-упорного подшипника нагнетателя; масло для смазки подшипников турбины через маслоохладитель 10. на случай аварийного снижения давления в системе смазки установлены два резервных насоса 4 и 7 с электродвигателями постоянного тока. Насос 4 производительностью 700л/мин и давлением нагнетания 0,07 МПа подключен к маслопроводу смазки турбин, компрессора и редуктора, насос 7 с подачей 75 л/мин и давлением нагнетания 5 кгс/см2 – к линии смазки опорно-упорного подшипника. В системе маслоснабжения имеется специальный центробежный насос – импеллер 12, служащий для выдачи импульсов гидродинамическому регулятору скорости при изменении числа оборотов вала турбины низкого давления. Число оборотов импеллера то же, что и вала турбины низкого давления. Импеллер забирает масло из холодильника 10 давлением 0,02-0,08 МПа и нагнетает его в маслопровод перед холодильником. Для уменьшения затрат мощности на импеллере установлена дроссельная шайба 11, ограничивающая расход масла. Для обеспечения смазки опорно-упорного подшипника в случае выхода из строя холодильника 8 и насоса 7 обе системы смазки соединены маслопроводом через обратный клапан 13.
Рисунок 1.3 Схема маслоснабжения ГТУ
Для предотвращения утечек газа из нагнетателя в помещение компрессорной станции через опорно-уплотнительный подшипник, а также для смазки подшипников нагнетатель снабжен масляной системой уплотнения (рисунок 1. 3). Она состоит из винтовых насосов 1, регулятора перепада «газ-масло» 8,поплавковой камеры 13, аккумулятора масла 5,газоотделителя 11, одновременно служащего гидрозатвором переключателя 2, инжектора с клапаном 12 и системы маслопроводов. Масло забирается из бака 10 винтовыми насосами 1. далее через фильтр 2 масло поступает в аккумулятор масла 5 и направляется в камеры уплотнения нагнетателя 6, откуда через регулятор перепада давления 8 сливается в бак-дегазатор.
Давление в камере уплотнений должно превышать рабочее давление газа на 0,02-0,04 МПа. Для улавливания масла, протекающего уплотнения, имеется промежуточная камера, расположенная между камерой всасывания нагнетателя и камерой уплотнения.
Рисунок 1.4 Схема системы уплотнения центробежного нагнетателя
Поплавковая камера 13, куда сливается масло, снабжена регулятором уровня при превышении уровня избыток сливается в бак – дегазатор с помощью инжектора, работающего под давление напора масла винтовых насосов 1.после дегазации масло сливается в отсек главного масляного бака 10, который снабжен эксгаустером 9 для отсасывания выделившегося газа и выброса его в атмосферу через свечу. В случае выхода из строя насосов или трубопровода высокого давления предусмотрена установка верхнего бака 5 на высоте 2,5 м от оси нагнетателя. при нормальной работе бак полностью заполнен, в случае аварийной ситуации при падении давления обратные клапаны 3 отсекают бак от масла системы. Масло будет поступать на уплотнение с избытком давления, пропорциональным высоте масляного бака над осью нагнетателя (Р=0,02МПа).
В газотурбинных газоперекачивающих агрегатах системы охлаждения предназначены главным образом для охлаждения масла, смазки подшипником, предельная температура которых обычно не превышает 75 град. Основные параметры системы охлаждения зависят от количества тепла, отводимого в охлаждающие сферы, что определяет производительность циркуляционных насосов, выбор диаметра трубопроводов и размеры теплообменников.
На компрессорных станциях эксплуатируется значительное число систем водяного охлаждения с градирнями или брызгательными бассейнами. Схема системы охлаждения газоперекачивающими агрегатами с градирнями показана на рис. 5. Масло охлаждается в масляных холодильниках открытого типа циркуляционной водой, подаваемой с градирни. Насос 5 забирает воду из поддона 7 градирни и направляет через фильтры 3 и 4 к холодильникам 2, откуда нагретая вода подается наверх градирни для охлаждения. В данной схеме предусмотрено охлаждение газа после нагнетателя 1 в холодильниках 8.
1-нагнетатель; 2-масляные холодильники; 3-фильтр для воды;
4-обратный клапан; 5,6-циркуляционные насосы; 7-карман поддона градирни; 8-газовые холодильники; а)-газовые линии; б)-водяные линии
Рисунок 1.5 Схема системы охлаждения КС с центробежными нагнетателями
Из-за того, что на восполнение потерь от испарения, уноса и продувки расходуется большое количество воды, то в оборотную воду могут попадать различные механические и биологические примеси, приводящие к загрязнению теплообменников.
В настоящее время находит широкое применение системы воздушного охлаждения масла. При их использовании резко сокращается расход воды компрессорной станцией, устраняется возможность коррозии и образование механических, химических и биологических отложений в трубопроводах, значительно сокращаются водные коммуникационные линии. Эти системы просты, удобны в эксплуатации, экономичны и легко автоматизируются.
Целесообразная скорость воздуха в узком сечении межтрубного пространства составляет порядка 10-12 м/с. Выбор типа оребрения и его геометрических размеров определяется его технико-экономическим анализом; могут использоваться аппараты воздушного охлаждения горизонтального, зигзагообразного и малопоточного типов. Газотурбинные перекачивающие агрегаты обвязываются по двум схемам: двухконтурной, когда масло для смазки подшипников охлаждается промежуточным теплоносителем, температура которого снижается в аппаратах воздушного охлаждения, или по схеме непосредственного охлаждения масла в аппаратах воздушного охлаждения.
1.3.3 КС с электроприводом
В качестве привода центробежных нагнетателей используют электродвигатели. В зависимости от числа, мощности агрегатов и числа компрессорных цехов на площадке КС напряжение питающих линий на первой ступени может быть 110, 220 и 330 кВ. На второй ступени, как правило, рекомендуется напряжение 10 кВ
Применяемые на КС электродвигатели предназначены для привода центробежных нагнетателей через повышающий редуктор и позволяет работать с колесами диаметром 564, 590, 600 и 620 мм в зависимости от производительности и входного давления КС.
Синхронный электродвигатель, несмотря на технические трудности регулирования частоты вращения ротора, имеет следующие преимущества перед асинхронным:
Число оборотов может быть максимальным (3000 об/мин), что облегчает передачу турбокомпрессору. Синхронный электродвигатель работает с опережающим коэффициентом мощности, поэтому его эксплуатационные показатели выше, чем у асинхронного.
Пуск синхронного двигателя возможен непосредственно от сети, когда редуктор и турбокомпрессор допускают быстрое разворачивание до номинальных оборотов, а также через автотрансформатор, когда необходимо ступенчатое увеличение оборотов для постепенного повышения скорости вращения нагнетателя. Изменение подачи КС, оборудованных электроприводом, осуществляется изменением числа работающих агрегатов или схемы их соединения.
1.4 Особенности режимов работы КС
В энергетический комплекс компрессорных станций магистральных газопроводов входят инженерные системы основного и вспомогательного назначения.
Рассмотрим инженерные системы вспомогательного назначения:
Масло, тепло, электро, водоснабжения, циркуляционного охлаждения, вентиляции. Надежная и бесперебойная работа этих систем обеспечивает значительное снижение непроизводительных потерь при транспорте газа, уменьшает долю топливного газа, используемого для питания ГТУ, снижает долю транспортируемого газа, используемого на собственные нужды КС. Кроме этого, исправная работа систем значительно увеличивает надежность и срок службы газоперекачивающих агрегатов. В свою очередь, к их бесперебойной работе предъявляются высокие требования.
Компрессорные станции МГ являются энергетическими объектами с установленной мощностью силового оборудования до 160000 кВт и более, которые для нормального технологического процесса транспорта газа требуют более 1 млн. м3 воды в год. Водопотребление состоит из производственных и хозбытовых нужд, в состав которых входят расходы на : подпитку технологических систем и сетей отопления; водоподготовительные установки; мытье полов; промывку резервуаров; нужды химлаборатории; очистные сооружения; пожаротушения.
Водоснабжение КС представляет собой комплекс сооружений, в состав которого входят: водозаборные и водоприемные сети; артезианские скважины; циркуляционные насосные станции; градирни; теплообменные аппараты и регулирующие емкости.
Одновременно с этим следует отметить, что предприятия газовой промышленности – крупные потребители тепловой энергии, на выработку которой затрачивается значительное количество топлива. В качестве основного теплоносителя в системе теплоснабжения используют воду, температура которой должна быть не менее 90 град. Системы теплоснабжения обычно выполняют циркуляционными, подающими теплоту на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды. Осушку газа проводят на газовых промыслах на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Существует два способа осушки газа: абсорбционный с жидкими поглотителями и адсорбционный с твердыми поглотителями. Установки по осушки газа с твердыми поглотителями получили применения на КС газопроводов на небольших установках по осушке топливного и импульсного газов.
В качестве адсорбентов применяют силикагель, флюорит. Абсорбционный метод нашел наибольшее применение. Он основан на использовании свойств некоторых жидкостей и их водяных растворов при контакте поглощать пары влаги. Широкое применение в качестве абсорбентов получили диэтиленгликоль и триэтиленгликоль.
Как известно, скопление конденсата в низких местах газопроводов при наличии воды и низких температур способствует образованию гидратов, которые частично или полностью закупоривают сечение газопровода и останавливают перекачку газа по МГ. Частично конденсат и гидраты могут попадать в центробежные нагнетатели, в результате возникают гидравлические удары, которые могут привести к авариям. Поэтому перед закачкой газа с газоконденсатных месторождений в газопровод проводят осушку или полное удаление конденсата из газа.
Осушка газа при помощи низкотемпературной сепарации находит широкое применение на газоконденсатных месторождениях с большим пластовым давлением и на магистральных газопроводах, транспортирующих газ с газоконденсатных месторождений (рисунок 1.5). для обеспечения безопасной эксплуатации магистральных газопроводов, аппаратов, сосудов, приборов и оборудования необходимо своевременное обнаружение утечек газа. Наличие газа в помещениях можно обнаружить с помощью автоматических приборов и систем.
1-пылеуловитель; 2- адсорбер; 3- подогреватель; 4- компрессор; 5-сепаратор; 6- теплообменник.
Рисунок 1.6. Технологическая схема осушки газа твердым поглотителем
Масляное хозяйство КС состоит из индивидуальных систем смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистого и отработанного масла и системы распределения. Централизованная система хранения и распределения масла включает в себя: склад масла; систему маслопроводов чистого и грязного масел; цех регенерации, оборудованный установками для очистки от механических примесей и регенерации масел; насосы для подачи масла в компрессорные цеха и другие цеха.
Для нормальной работы в зимнее время емкости для хранения масел снабжают змеевиками подогревателями. На складе хранится не только турбинное, но и солярное как поглатительное, масло для пылеуловителей. Резервуары изолируют весьма усиленной битумной изоляцией. Склад представляет собой ряд подземных емкостей с соответствующей обвязкой. Для определения режима работы основного масляного насоса применяют термодинамический метод определения к.п.д. насоса, основанный на первом законе термодинамики, согласно которому все внутренние потери энергии в насосе приводят к нагреву перекачивающей жидкости и могут быть оценены по разности температур на выходе насоса.
1.5 Технологическая схема КС
Головной производственной единицей КС является компрессорный цех. По типу газоперекачивающего агрегата делятся на цеха с электроприводными, газотурбинными и газомотокомпрессорными газоперекачивающими агрегатами. КЦ с электроприводными ГПА используются в зонах экономической целесообразности применения электроэнергии, т.е. если электропитание подается по ЛЭП на расстояние, не превышающее 300-350 км. В остальных случаях применяются КЦ с газотурбинным приводом ГПА.
В состав КЦ входят автоматизированные ГПА в количестве от 3 до 10; технологические трубопроводы компримируемого, топливного, импульсного и пускового газа, турбинного масла и сжатого воздуха; запорная арматура на технологических трубопроводах, в том числе электропневматические шаровые дистанционно управляемые краны; установки очистки компримируемого газа от пыли, блоки сепарации компримируемого газа от влаги и конденсата; аппараты воздушного охлаждения газа; узлы подготовки топливного, импульсного и пускового газа; емкости для хранения турбинного масла с подогревателями и маслонасосами; подстанции электроснабжения; установки гарантированного резервного аккумуляторного электропитания; контроль загазованности, приточной и аварийно-вытяжной вентиляции.