Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание
• Введение
• 1. Назначение компрессорной станции
• 2. Устройство компрессорного цеха
• 3. Технологическая схема группы ГПА с центробежными полнонапорными нагнетателями
• 4. Очистка газа от механических примесей и влаги
• 4.1 Циклонный пылеуловитель
• 4.2 Эксплуатация пылеуловителей
• 5. Охлаждение газа
• 6. Очистка полости магистрального газопровода
• 7. Разработка математических моделей элементов газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р “Урал”
• 7.1 Математическая модель ЦН 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ
• 7.2 Характеристика газовой турбины
• 8. Расчет режима работы КС
• Литература
• газоперекачивающий агрегат станция полнонапорный


Введение

В нашей стране подача газа на значительные расстояния осуществляется по трубопроводам больших диаметров, оснащенных сложным газотранспортным оборудованием.

Магистральный газопровод - это сложная система сооружений, включающая лупинги, отводы, компрессорные и газораспределительные станции и предназначенная для подачи газа на дальние расстояния.

Магистральный газопровод характеризуют высокое давление (до 10 МПа), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров).

По характеру линейной части различают следующие магистральные газопроводы: простые с постоянным диаметром труб от головных сооружений до конечной газораспределительной станции (ГРС), без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути следования; с различным диаметром труб по трассе; многониточные, когда параллельно основной нитке в одном коридоре проложены дополнительно одна или несколько ниток газопровода того же или иного диаметра; кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения.

Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие группы: головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод; компрессорные станции (КС); ГРС; подземные хранилища газа (ПХГ); объекты ремонтно-эксплуатационной службы; устройства линейной и станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации; система электрохимзащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии; вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода.

При значительной протяженности газопровода возникает необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных (линейных) КС. Расстояние между КС зависит от пропускной способности газопровода, максимального давления, характеристики перекачивающих агрегатов и местных условий (рельефа, инженерно-геологической характеристик трассы, наличия источников энерговодоснабжения и др.). Расстояние между КС (обычно 120-150 км) определяют гидравлическим расчетом газопроводов.

Помимо основной задачи - компримирования газа, на промежуточных КС выполняют такие важные технологические операции, как попутная очистка газа от твердых и жидких примесей, осушка его и охлаждение.

К обслуживанию оборудования КС допускается персонал, прошедший специальное обучение в технических училищах, вузах или учебно-курсовых комбинатах и твердо усвоивший приемы и методы его безопасного обслуживания.



1. Назначение компрессорной станции

При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на преодоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе уменьшается, происходит падение давления по его длине и это вызывает снижение пропускной способности газопровода. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периодически, через определенные расстояния сообщать соответствующее количество энергии транспортируемому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода - компрессорных станциях.

Компрессорная станция - составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха.

На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

В состав КС входят следующие основные устройства и сооружения:

узел подключения КС к магистральному газопроводу с запорной арматурой и установкой для запуска и приема очистного поршня;

технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;

установка очистки технологического газа;

газоперекачивающие агрегаты, составляющие компрессорный цех;

установка охлаждения газа после компримирования;

системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд;

система электроснабжения и электрические устройства различного назначения;

система автоматического управления;

система связи;

система хранения, подготовки и раздачи ГСМ;

система производственно-хозяйтвенного и пожарного водоснабжения и канализации;

склад для хранения материалов, реагентов и оборудования;

ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные помещения.

Основной объект КС - компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами.

Газопровод имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через газоохладители и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет от 50 кгс/см², а на выходе до 76 кгс/см², но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м³ газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэлектросливного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный и круглогодичный, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

Компрессорные станции входят в состав линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ мг).

Основные службы ЛПУ мг:

газокомпрессорная служба (ГКС), в состав которой входит компрессорная станция;

линейная эксплуатационная служба (ЛЭС), занимающаяся эксплуатацией линейной части газопровода;

диспетчерская служба;

служба связи и телемеханики;

служба энерговодоснабжения;

служба КИП и А.



2. Устройство компрессорного цеха

Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен заполнятся эксплуатационный формуляр.

Эксплуатационный формуляр- это документ, который включает:

- исполнительную схему системы;

- акт о приемке системы в эксплуатацию;

- паспорт на оборудование;

- журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям;

- журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем.

Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии.

Компрессорный цех включает в себя следующее основное оборудование и системы:

газоперекачивающий агрегат;

систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;

систему маслоснабжения;

систему технологического газа;

систему топливного и пускового газа;

систему импульсного газа;

систему пожаробезопасности;

систему вентиляции и отопления;

комплекс средств контроля и автоматики;

систему электроснабжения;

систему промышленной канализации;

грузоподъемные механизмы.



3. Технологическая схема группы ГПА с центробежными полнонапорными нагнетателями

Рассмотрим технологическую схему группы ГПА с несколькими полнонапорными нагнетателями. Основными элементами технологической схемы являются:

группа ГПА 1 и 2;

блок очистки газа от механических примесей и капельной влаги 3;

блок охлаждения 4 газа - аппараты воздушного охлаждения;

узел шестых кранов 5;

узел подключения КС к газопроводу 6;

узел очистки газопровода с камерой приема очистного поршня 7 и камерой запуска очистного поршня 8;

система сбора конденсата 9;

система очистки ГСН 10;

система подготовки пускового, топливного и импульсного газа 11.

Система технологического газа цеха предназначена для:

приемки технологического газа из магистрального газопровода и подачи его к центробежным нагнетателям;

очистка технологического газа от механических примесей и капельной влаги;

охлаждение технологического газа после компримирования;

подачи технологического газа после его компримирования и охлаждения в магистральный газопровод;

регулирования загрузки ГПА компрессорного цеха путем перестроения схем работы ГПА и изменение частоты вращения ГПА;

вывод ГПА на станционное “кольцо” и их загрузку при пуске и разгрузку при остановке;

сброс газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха.

Рассмотрим основные элементы технологической схемы. Группа ГПА состоит, как правило, из газотурбинных установок: шести ГТК-10-4, одной ГТУ-12П ”Урал” и одной ГТУ-16Р “Урал”, пяти нагнетателей 235 и трех 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ соединенных последовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки. Расчетная степень сжатия в этой схеме обеспечивается одним работающим нагнетателем. Степень сжатия одного (полнонапорного) нагнетателя составляет 1,4 - 1,5.

Блок очистки технологического газа (площадка пылеуловителей ПУ) 3 предназначен для очистки транспортируемого газа от механических примесей (песка, окалины, продуктов коррозии) и капельной влаги перед поступлением его в нагнетатели. В компрессорном цехе предусмотрена двухступенчатая система очистки газа. Первая ступень - шесть пылеуловителей циклонного типа, после которых газ идет на компримирование, вторая ступень - газ отбирается в систему подготовки пускового, топливного и импульсного газа, где очищается на фильтрах - сепараторах. Число аппаратов, устанавливаемых на площадке компрессорного цеха, зависит от его производительности и проектной пропускной способности аппаратов, которая определяется по данным заводов - изготовителей.

Все аппараты оборудуются системой сбора уловленных из технологического газа примесей и капельной влаги (сбор дренажа). Сбор дренажа из пылеуловителей может производится автоматически через определенные промежутки времени по мере заполнения сборников дренажа или вручную эксплуатационным персоналом.

Блок охлаждения газа 4 предназначен для охлаждения технологического газа, нагреваемого в процессе компримирования в нагнетателях. Блок обеспечивает поддержание температуры газа на выходе из компрессорного цеха в заданных значениях. Это обстоятельство обеспечивает длительную работоспособность изоляционных покрытий самого газопровода, что способствует увеличению срока его работы. Блок охлаждения газа состоит из аппаратов воздушного охлаждения, которые разбиты на шестнадцать секций и технологической обвязки с необходимой запорной арматурой.

Узел шестых кранов 5 выполняет следующие функции:

обеспечивает включение (загрузку) группы ГПА в трассу после их запуска;

осуществляет так называемое антипомпажное регулирование для защиты ЦБН от помпажа при различных технологических режимах работы компрессорного цеха;

проводит отключение ГПА от режима работы в трассу и переход на режим “кольцо”, при этом, за счет охлаждения газа в АВО, режим работы ГПА на “кольцо” может осуществляться сколько угодно долго;

обеспечивает минимально необходимую степень повышения давления в ЦБН при его работе до загрузки в трассу. Это требование предусматривается заводом - изготовителем и определяется допустимой нагрузкой на опорно-упорные подшипники нагнетателя для исключения их разрушения.

Узел шестых кранов 5 состоит из нескольких последовательно соединенных кранов одного диаметра. Эти краны носят название режимных. Их устанавливают на специальных перемычках между выходными газопроводами после АВО газа и входными газопроводами до крана №7. При открытых шестых кранах, газ после нагнетателя поступает практически на вход пылеуловителей. Кран №6д выполняет функции дросселя, т.е. ограничивает расход газа по кольцу шестых кранов при работе ГПА. После открытия на определенную величину кран фиксируется в этом положении. Кран №6, имеет диаметр 700 мм и обязательно имеет обводной регулирующий кран №6р. Этот кран используют при небольших изменениях расхода газа через ЦБН. Он обеспечивает по преимуществу необходимую удаленность режима нагнетателя от зоны помпажа. Помпаж наступает при работе ГПА с заданной частотой вращения ротора нагнетателя при уменьшении объемного расхода через него ниже минимально допустимого уровня. Включение в работу крана №6р обеспечивает необходимое увеличение объемного расхода газа через ЦБН.

Работа ГПА в зоне помпажных режимов не допускается.

Узел подключения КС к магистральному газопроводу обеспечивает поступление газа в компрессорный цех по входному газопроводу (всасывающему шлейфу) и подачу его в газопровод после компримирования по выходному шлейфу. Узел подключения включает краны №7, №8, №20, свечные краны №17, №18, узел режимных кранов.

Входной кран №7 предназначен для подачи технологического газа в цех, и его постоянное положение - открыто. Входной кран имеет обводной кран №7р с дросселем. Предназначен для заполнения всей системы технологического газа компрессорного цеха. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях цеха (с помощью крана №7р) проводится открытие крана №7. Это делается во избежании гидравлического удара, который был бы возможен при открытии крана №7 без предварительного заполнения технологических коммуникаций цеха.

Выходной кран №8 предназначен для подачи газа после его компримирования и охлаждения в магистральный газопровод. Выходной кран также имеет обводной кран №8р и дроссель. Перед краном №8 устанавливают обратный клапан. Его предназначение - предотвратить обратный поток газа со стороны газопровода высокого давления при возможной неисправности крана №8. Этот поток газа, если он возникает, приведет к обратной раскрутке ЦБН и ГПА с тяжелыми последствиями (что наблюдалось в практике ряда КС).

Секущий кран №20 (его диаметр всегда соответствует диаметру магистрального газопровода) обеспечивает нормальную работу цеха при компримировании газа. Он как бы рассекает газопровод на части низкого и высокого давлений. При работе компрессорного цеха кран №20 всегда закрыт и с одной стороны у него давление всасывания (со стороны крана №7), а с другой стороны давление нагнетания (со стороны крана №8). При открытом положении крана газ проходит транзитом, минуя компрессорный цех. При этом краны №7 и №8 и их обводные линии должны быть закрыты, препятствуя попаданию газа в технологические коммуникации цеха.

Свечные краны №17 и №18 предназначены для сброса газа в атмосферу из всех технологических коммуникаций компрессорного цеха при любых аварийных остановках цеха (при этом краны №7 и №8 закрываются). Их также используют для продувки технологических коммуникаций при заполнении их газом.

Кран №6 с обводным краном №6р устанавливают на перемычке между входным и выходным газопроводом цеха. Его можно использовать для перепуска потока газа цеха без выхода ЦБН на режим “кольцо”.

Узел приема 7 и запуска 8 очистного поршня предназначен для приема очистного поршня, запущенного в магистральный газопровод на предыдущей КС, а также запуска поршня по магистральному газопроводу по ходу газа в сторону последующей КС. Конструктивное выполнение узла приема и запуска поршня предусматривает проведение технологических операций по приему или запуску поршня независимо друг от друга, и обеспечивается крановой обвязкой этого узла.

В процессе транспортировки газа из него в полость трубы выпадают механические примеси и капельная влага (в виде конденсата или воды). Постепенно их накопление по длине трубы приводит к возрастанию гидравлического сопротивления при движении потока газа. Это вызывает уменьшение пропускной способности газопровода, перерасход топливного газа газотурбинными агрегатами КС. Поэтому запуск поршня проводят периодически для удаления скопившихся механических примесей и влаги. В результате пропуска поршня обеспечивается увеличение до проектной пропускной способности газопровода ).

Краны №19 и №21 носят название охранных и являются и обязательными для любой КС. Их назначение - отключение всей КС в аварийных ситуациях на ней (в частности, при авариях в районе узла подключения).

Технологическая схема функционирует следующим образом. Газ из магистрального газопровода через кран №7 по всасывающему шлейфу поступает во входной распределительный коллектор площадки пылеуловителей 3. Из распределительного коллектора газ направляется в пылеуловители, где происходит его очистка от механических примесей и влаги. Очищенный технологический газ из выходного коллектора блока пылеуловителей по трубопроводу через кран №1 поступает в ЦБН. В центробежном нагнетателе технологический газ сжимается до выходного давления КС. Затем он через кран №2 и участок трубопровода поступает в распределительный коллектор блока 4 АВО газа. Из этого коллектора газ направляется в трубные пучки секций аппаратов воздушного охлаждения. В них газ охлаждается до расчетной (допустимой по режиму) температуры и через выходной сборный коллектор, выходной шлейф и кран №8 поступает в магистральный газопровод. Процесс компримирования - завершен. Затем следует повторение.

При нормальной работе АВО газа перепускной кран №3-1, как правило, закрыт. Он необходим в основном для выполнения ремонтных работ в блоке АВО. Кроме того, каждый аппарат блока может быть отключен кранами с ручным управлением, установленным на его входе и выходе.

Существуют некоторые режимы работы ЦБН, когда положение кранов в системе технологического газа отличается от режима работы на магистральный газопровод (основного режима ЦБН).

Рассмотрим режим загрузки нагнетателей в трассу. В этом режиме газ после АВО по трубопроводам блока шестых кранов (кран №6 открывается дистанционно со щита управления, а кран №6р открыт всегда) поступает на вход блока пылеуловителей. Образуется, так называемое, рециркуляционное кольцо. Компримируемый газ в этом случае также охлаждается в АВО газа, чем обеспечивается расчетная температура газа на входе в ЦБН. Кран №20 при таком режиме работы ЦБН открыт, краны №7 и №8 при этом могут быть закрыты. Подпитка газом технологического контура может осуществляться через открытый кран №7р.

Режим работы нагнетателей на рециркуляционном контуре всегда предшествует загрузке в трассу. При этом происходит сначала открытие кранов №7 и №8, а затем закрытие кранов №20 и №6.

Рассмотрим режим нормальной остановки. Такая остановка характеризуется обязательным выводом работающей группы ЦБН на рециркуляционное кольцо, постепенной разгрузкой ГПА и отключением его от технологических коммуникаций (такой режим возможен при выводе нагнетателей в ремонт или для профилактических осмотров). Вывод на режим рециркуляционного кольца обеспечивается через открываемый в процессе нормального останова кран №6. При этом происходит открытие крана №20, закрытие кранов №7, №8 и открытие свечных кранов №17, №18 для выпуска газа в атмосферу из технологических коммуникаций.



4. Очистка газа от механических примесей и влаги

Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, обычно содержит различные примеси - песок, сварочный грат, окалину, грязь, конденсат, метанол, турбинное масло и т. д. Эти примеси попадают в газопровод, как с промыслов так и после строительства технологических объектов на газопроводе. Твёрдые частицы, находящиеся в газе ускоряют износ газопроводов, рабочих колёс и корпусов центробежных нагнетателей, регуляторов давлений и другого оборудования, находящегося в контакте с транспортируемым газом.

Жидкие частицы содержащиеся в газе выпадают в трубопроводе в виде осадка, который скапливается в низких участках и сужает его сечение. Это явление способствует образованию в них гидравлических и кристаллогидратных пробок.

Для очистки газа от примесей на магистральных газопроводах применяются пылеуловители двух типов: сухие и жидкостные. Первые из них - циклонные, работающие на основе сил инерции, вторые - масляные, работающие по принципу контактирования газа с частицами масла.

На КС - 6 магистрального газопровода Уренгой - Центр 1, установлены 6 пылеуловителей циклонного типа и параллельно подключены перед ГПА.

4.1 Циклонный пылеуловитель

Циклонные пылеуловители (ПУ) работают по принципу использования сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке. Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются к стенкам силами циклового устройства и затем оседают в пылегрязесборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Параллельно включенные в работу циклонные пылеуловители устанавливаются на КС перед газоперекачивающим агрегатом.

Циклонный пылеуловитель представляет аппарат цилиндрической формы диаметром 2000 мм, высотой 9080 мм, оборудованный для технологических переключений запорной армартурой и имеющей для контроля за работой средства автоматики и КИП.

Аппарат содержит три секции:

- секция ввода газа,

- секция очистки газа,

- секция сбора пыли и жидкости (осадная секция).

Секция ввода газа - состоит из входной трубы диаметром 500мм, распределяющий газовый поток по пяти циклонам.

Секция очистки - состоит из пяти циклонов типа ЦН - 15, Ш = 600 мм.

Циклоны с помощью сварки крепятся к доннику в сборе, который разделяет аппараты на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент состоит из корпуса трубы Ш = 600 мм, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа Ш = 500 мм и дренажного конуса, по которому жидкие и твёрдые частицы попадают в осадную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделившихся из газа после его обработки в циклонах.

Для предотвращения замерзания накапливаемой жидкости в зимнее время, секция обогревается при помощи подогревателя змеевидного типа. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер Dу = 50 мм.

Для осмотра внутренней части на пылеуловителе предусмотрен люк-лаз. Люк имеется также на донышке, которое разделяет аппарат на очистную и пылевлагосборную секции.

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через входную трубу поступает в секцию ввода, затем по винтовому завихрителю в циклонное устройство, где из вращающегося потока, вследствие действия центробежных сил от газа отделяются капельки жидкости и твёрдые частицы.

Отделённые от газа примеси, по конусам циклонов попадают в нижнюю часть пылеуловителя - осадную секцию.

Из нижней части осадной секции жидкость с помощью системы САУЖ автоматически через штуцер, удаляется в ёмкость сбора конденсата, а грязь с днища аппарата через штуцер, удаляется ручной или автоматической продувкой через дренажный коллектор в отстойную ёмкость.

4.2 Эксплуатация пылеуловителей

Эксплуатация пылеуловителей должна производиться в соответствии с параметрами, указанными в прилагаемой к аппарату документации. Эксплуатация должна обеспечить работу системы САУЖ в автоматическом режиме (в исключительных случаях допускается кратковременная продувка в ручную с периодичностью не реже четырёх раз в сутки).

Пылеуловитель не реже одного раза в год должен быть остановлен и полностью очищен от жидкости и механических примесей. В случае необходимости аппарат должен быть отремонтирован.

Работа аппарата в условиях образования льда кристаллогидратов не допускается. В случае образования в аппарате ледяных пробок разогрев их разрешается производить паром или горячей водой. Разогрев, открытым огнём строго запрещается.

Для осуществления контроля за скоростью коррозии расчётных элементов пылеуловителей не реже одного раза в два года необходимо производить замер их толщин неразрушающими методами контроля.

Подогреватель пылеуловителя должен использоваться для периодического подогрева жидкости в зависимости от условий эксплуатации. При отрицательных температурах система подогрева должна функционировать непрерывно, даже в случае останова аппарата. При остановке пылеуловителя при отрицательных температурах и отключённом подогревателе жидкости из аппарата и подогревателя слить.

При работе аппарата необходимо своевременно проверять исправности запорной арматуры, приборов КИП и А, средств автоматики.

Аппарат должен останавливаться:

при повышении рабочего давления выше паспортного,

при повышении перепада давления выше 0.5 кгс/см ²,

при обнаружении на элементах аппарата трещин, выпучин, пропусков и отпотеваний в сварочных швах и при разрыве уплотнительных прокладок.

Технические характеристики циклонных пылеуловителей приведены в таблице 1

Таблица 1

Технические характеристики циклонного пылеуловителя

Назначение: Пылеуловители предназначены для очистки природного газа от механических примесей и жидкости
Параметры	Корпуса	Подогревателя
Производительность по газу Q мі/с.	231(20·1015) НсмІ/сут.
Давление, МПа (кгс/см2)	Рабочее, Р	До 7.5 (75)	0.5 (5)
	Расчетное, Рр	7.5 (75)	2.5 (25)
	Пробное при гидроиспытании	В вертикальном положении, Рпр. в	9.4 (94)	-
		В горизонтальном положении, Рпр.г	9.5 (95)	3.1 (31)
Температура, єС	Рабочая среда, t,єС	От -20 до +100	120
	Расчетная стенки, tр, єС	100	150
	Минимально допускаемая стенки аппарата, находящегося под давлением, tmin, єС	-60	-
	Средняя самой холодной пятидневки района установки аппарата, tср, єС	-60
Среда	*	60% ДЭГ (вода)
Характеристика среды	Взрывоопасная, пожароопасная, вредная	Невзрывоопасная, вредная.
Рабочий объем, V (по жидкости), м3	5.2	-
Номинальный объем, V1,м3	35	-
Поверхность нагрева, F, м2	-	3
Расход теплоносителя, кг/ч	1440
Номинальный объём, м3	25
Допускаемая сейсмичность	7

Примечание: Производительность указана при рабочем давлении

Р = 5 МПа, t = 20 єC, г = 0.75 кг/м³.

* Природный газ с содержанием механических примесей размером до 1000 мкм не более 50?10^-6 кг/м³, жидкости (конденсат, вода с метанолом или ДЭГ) НЕ БОЛЕЕ 50?10^-3 кг/м³ (50 г/ м³).



5. Охлаждение газа

Блок охлаждения газа предназначен для охлаждения газа, нагреваемого в процессе компримирования в нагнетателях (средний нагрев газа в группе ЦБН составляет 35-40⁰С). Вследствие этого ухудшается режим работы КС, увеличивается расход мощности и расход газа на собственные нужды. Для улучшения режима работы КС, а также для предотвращения плавания изоляции трубопровода, протаивания грунта и как следствие потери устойчивости трубопровода, а также для предотвращения значительных термических напряжений, необходимо охлаждение газа для поддержания его температуры в рабочих пределах.

На линейных КС охлаждение газа осуществляется после его компримирования в нагнетателях перед поступлением в линейную часть. Это связано с тем, что более эффективно охлаждение осуществляется высоких температурах газа, в этом случае резко уменьшается требуемая поверхность охлаждения, а следовательно и эксплуатационные и капитальные затраты на системы охлаждения.

Наибольшее распространение в настоящее время на КС получили аппараты воздушного охлаждения газа (АВО), которые не требуют предварительной подготовки теплоносителей, имеют простые схемы и надежны в эксплуатации.

На КЦ-3 используются АВО типа “Хадсон”.

Техническая характеристика:

1. Номинальное рабочее давление, атм. 76

2. Расчетное давление, атм. 81

3. Пробное давление при гидроиспытании, атм. 121

4. Число ходов по газу 1

5. Номинальный расход газа, тыс.кг/ч 196

6. Потребление электроэнергии, кВт 32

7. Количество секций 8

8. Площадь поверхности теплообмена, м² 11872

Основные конструктивные размеры:

- длина трубного пучка, мм 10000

- размер аппарата в плане, мм 10250х6050

- высота трубного пучка, мм 580

- наружный диаметр трубки, мм 25,4

- толщина стенок трубок, мм 2,1 +10%

- количество трубок 276

Среда - природный газ.

Характеристика среды: взрывоопасная, токсичная, слабокоррозионная.

Конструкция и принцип работы

Охладитель природного газа представляет собой аппарат воздушного охлаждения с горизонтальным расположением трубных пучков. Для увеличения поверхности теплообмена трубки трубных пучков выполняются оребренными.

Конструкция двухсекционного аппарата выполнена следующим образом:

Трубные пучки укреплены на общей раме симметрично относительно валов вентиляторов. Сверху к раме жёстко крепятся конфузоры (по два на каждый аппарат). Снизу к раме крепится механизм привода вентиляторов. Привод и отвод охлаждаемого газа производится через распределительные коллекторы. Пройдя по оребрённым трубам, газ отдаёт тепло атмосферному воздуху, который подаётся снизу вверх вентиляторами. Охлаждение происходит за счёт разности температур компримированного газа и атмосферного воздуха. Привод вентиляторов осуществляется от электродвигателей.

Подготовка и пуск охладителей природного газа

Провести гидростатические испытания всей системы, включая трубопроводы. Пуск охладителей природного газа производится с КПТ. При низкой температуре окружающей среды (ниже -30єС) перед пуском газоохладителей необходимо в течение 15 минут пропустить компримируемый газ через трубные пучки.

Основные неисправности и их устранение

Свист в подшипниках - недостаток смазки. Добавить свежей смазки.

Стук или неравномерный шум в подшипниках - наличие инородных тел. Прочистить подшипник и добавить свежей смазки.

Вентилятор не дает нужных оборотов - растянулись приводные ремни. Натянуть ремни регулировочными винтами.

Также на станции применяются аппараты воздушного охлаждения природного газа марки 2АВГ-75.



6. Очистка полости магистрального газопровода

Для надежной работы, магистральный газопровод до ввода его в эксплуатацию и в процессе эксплуатации подвергают периодической очистке и проверке на герметичность. Очистка полости трубопровода необходима для его надежной работы с заданной производительностью без изменения физико-химических свойств транспортируемого газа. Она обеспечивает на всем протяжении (или на отдельных участках) установленные проектом полное проходное сечение и коэффициент гидравлического сопротивления, а также беспрепятственный пропуск по трубопроводу в ходе его эксплуатации разных очистных устройств.

Работы по очистке полости трубопровода проводят в соответствии со специальной инструкцией, учитывающей конкретные местные условия. В инструкции должны быть предусмотрены способы, параметры, последовательность и сроки выполнения работ; методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, разрыв трубопровода, утечки и т.д.); схема организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны.

Целью очистки трубопровода является удаление из его полости окалины, грата, случайно попавшей грязи, воды, снега, кусков льда, посторонних предметов. Способы очистки полости трубопровода разнообразны: промывка с пропуском очистных поршней; продувка с пропуском очистных поршней. Полости подземных трубопроводов очищают после их укладки в траншею и засыпки, наземных - после укладки и обвалования, надземных - после укладки на опоры и закрепления.

Промывке с пропуском очистных поршней подвергают магистральные газопроводы, испытание которых намечено проводить гидравлическим способом.

Продувку с пропуском очистных поршней осуществляют на трубопроводах, укладываемых надземно, наземно и с частичным заглублением. При этом очистные поршни пропускают по участкам трубопровода, длина которых не превышает расстояние между двумя соседними отключающими устройствами.

Магистральные газопроводы, проложенные наземно на опорах, продувают одновременно с пропуском очистных устройств под давлением сжатого воздуха или газа (скорость не более 10 км/ч, протяженность участка не более 10 км). Окончательно загрязнение удаляют продувкой без пропуска очистных устройств путем создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха или газа. Без пропуска очистных поршней продувают также трубопроводы малого диаметра до 219 мм. Протяженность участка трубопровода, продуваемого пропуска очистного поршня, не должна превышать 5 км.

Очистка полости переходов магистральных газопроводов через крупные водные преграды проводится промывкой, осуществляемой в процессе заполнения их водой для предварительного гидравлического испытания, или продувкой, проводимой до испытания переходов.

Камеры приема и запуска очистного поршня имеют, как правило, больший на порядок диаметр чем газопровод, например при диаметре газопровода 1420 мм, диаметр камеры - 1620 мм. Камеры имеют объем 100 м³, работают в интервале температур от 20 єС до 80 єС, при давлении Рраб=7.4 МПа (75 кгс/см²).

Запуск очистного поршня осуществляется следующим образом. К камере на тележке по рельсам или машиной подвозится очистной поршень. С камеры снимается крышка, и поршень засовывают во внутреннюю полость и немного проталкивают. Затем плотно закрывают крышку и по трубопроводу в камеру подводят газ под давлением. Под действием давления газа поршень начинает двигаться по трубопроводу и его принимают на следующей станции. При приеме очистного поршня, крышка камеры приема герметично закрыта, когда очистное устройство попадает в камеру, следом за ним закрываются краны. Для сброса давления в камере, открывается свечной кран, и газ выходит в атмосферу, а поршень достается.

Конструктивные схемы очистных устройств

Для продувки участков газопровода, заполненных большим количеством твердых загрязнений, а также водой в объеме, не превышающем 10 % объема полости, используют поршень (рис.1) для трубопроводов диаметром 300 - 1400 мм с кривыми вставками радиусом не менее 5D.

Для удаления сухих загрязнений, а также для повторных продувок магистрали при повышенных требованиях к чистоте полости трубопровода используют поршень (рис.2) для трубопроводов диаметром 600 - 1400 мм с кривым радиусом не менее 5D.

Для продувки участков трубопровода, заполненных водой в объеме не менее 10 - 15 % (от объема полости), а также для повторных продувок при повышенных требованиях к влажности внутренней поверхности магистрали используют поршни типа ОПР - М (рис.3а) для трубопроводов диаметром 300 - 1400 мм с кривыми радиусом не менее 5D и поршни типа ДЗК - РЭМ (рис.3б), для трубопроводов диаметром 100 - 1400 мм с кривым радиусом не менее 3D.

Техническая характеристика разделителя

Тип………………………………………………………………ОПР-М-1200

ДЗК-РЭМ-1200

ДЗК-РЭМ-1400

Рабочая среда, под воздействием которой разделитель перемещается по газопроводу

Воздух, природный газ

Минимальный перепад давления, необходимый для страгивания с места разделителя в сухом газопроводе, МПа……0,05-0,06

Оптимальная скорость движения разделителя по трубопроводу, км/ч……………………………………..……………..1-10

Гарантийный пробег разделителя при одноразовой запасовке в трубопровод, км…………………………….….не менее 250

Усилие запасовки разделителя в трубопровод, кг………..не более 4500

Размеры, мм:

диаметр……………………………………………………..…….1260

длина……………………………………………………………...1600

Масса, кг…………………………………………………………..……490



7. Разработка математических моделей элементов газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р “Урал”

Газотурбинный газоперекачивающий агрегат ГПА-16Р ”Урал” состоит из центробежного нагнетателя 235 СПЧ 7.45-76 6500 ПГ и газотурбинного привода ГТУ-16П, разработанного на базе высокоэффективного газогенератора современного авиадвигателя ПС-90ГП-2

Таблица 2

Основные технические характеристики ГПА-16Р ”Урал”

Наименование показателя	Агрегат ГПА-16”Урал”
Завод изготовитель	АО “Авиадвигатель”, НПО “Искра”
Год выпуска	1995
Номинальная подача, млн. м3/сут	33,1 (Рнаг=56 кг/см2)
Стационарные условия: Температура наружного воздуха tвх0, оС Атмосферное давление Ра0, МПа	+ 20 0,1013
Сопротивление входного тракта, кПа Сопротивление выходного тракта, кПа	1,079 (110 мм Н2О) 2,845 (180 мм Н2О)
Номинальная мощность Ne0, кВт	16000
Эффективный КПД ГТУ, %	36,3
КПД в условиях ISO, %
Номинальный расход топлива Gтг, м3/ч
Удельный расход топлива Gтг0/Ne0, кг/(кВт.ч)	0,216
Температура газа перед ТВД tВХ ТВД, оС
Температура газа за СТ tВЫХ СТ, К	743±60
Степень сжатия осевого компрессора к	15,5
Расход воздуха через компрессор GВХ К0, кг/с	46
Наименование показателя	Агрегат ГПА 16Р ”Урал”
Температура за компрессором tВЫХ К0, оС
Частота вращения турбокомпрессора: Номинальная nТВД0, об/мин Максимальная nТВД мах, об/мин Минимальная nТВД мин, об/мин	11030±150 11100 9650±50
Частота вращения силового вала: Номинальная nCТ0, об/мин Максимальная nСТ мах, об/мин Минимальная nСТ min, об/мин	5300±100 5630±100 3360±100
Температурный коэффициент при расчете Располагаемой мощности	см. табл. 3

Одним из основных элементов любой режимно - технологической задачи транспорта газа по магистральному газопроводу является гидравлический и энергетический расчет режимов работы компрессорной станции. Такие задачи возникают на различных уровнях диспетчерской службы магистрального газопровода как при планировании режимов работы, так и при контроле и анализе фактических режимов работы КС.

Основной задачей расчета при диспетчерском контроле и анализе режимов работы КС является определение энергетических показателей работы ГПА, цеха и КС, т.е. расходуемой мощности N, коэффициента полезного действия , затрат топливного газа на компримирование с целью оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе нормативных отраслевых показателей и оценки эффективности принятых режимов работы.

Планирование режимов работы газопровода подразумевает расчет основных параметров потока газа (P, T, Q) на входе и выходе каждого компрессорного цеха и параметров работы каждого ГПА (, N, Q_ВС, n_CT, n_ТВД) для проверки технологических ограничений и выбора наиболее эффективного режима работы. Решение задачи оценки эффективности реконструкции КС с целью сокращения расходов ТЭР, улучшения условий труда невозможно без выполнения многовариантных расчетов режимов работы КС при использовании на них более совершенных и перспективных ГПА.

Разработке алгоритмов и программ расчета режимов работы ГПА всегда предшествует работа по составлению математических моделей центробежного нагнетателя и газотурбинного привода, адекватно описывающих газодинамические и энергетические параметры режимов работы ГПА.

7.1 Математическая модель ЦН 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ

Предполагая, что компримирование газа в ЦН является стационарным политропическим процессом сжатия, теоретическая зависимость для внутренней мощности имеет вид

(1)

где m - показатель политропы, Р_ВС, Q_ВС - давление и производительность при условии всасывания ЦН, = P_НАГ/Р_ВС - степень повышения давления при компримировании.

В связи со сложностью процессов, происходящих при сжатии газа, их аналитическое описание является достаточно громоздким. Практика показала, что гораздо проще можно получить графические характеристики по результатам стендовых испытаний и представить их в приведенных координатах, используя при этом аппарат теории подобия и размерностей [1]. Расчетные газодинамические характеристики нагнетателя 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ представлены на рис. 1,2,3 в приложении 1.

Наибольшее распространение в практике расчетов режимов работы ГПА получили характеристики ЦН, выпускаемые ВНИИГАЗом [2] и представленные в виде зависимостей степени повышения давления , политропического КПД ЦН _ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объёмной подачи при различных значениях приведенных относительных оборотов _ПР.

= ₁ (Q_{ВС. ПР}; );

_ПОЛ = ₂ (Q_{ВС. ПР}) (2)

[ N_i / _ВС ]_ПР = ₃ (Q_{ВС. ПР}),

где (3)

; (4)

(5)

Опыт показывает, что при переходе к машинным методам расчета для создания математических моделей целесообразно использовать полиноминальную аппроксимацию. При этом достаточно описать характеристики для номинального значения n /, сокращая при этом объём вводимой информации в память ЭВМ, а в случае отклонения параметров от номинальных, воспользоваться соотношениями теории подобия

(6)

(7)

(8)

Политропический напор Н_ПОЛ принимается равным

, (9)

Где

_пол

_ПОЛ - политропический КПД нагнетателя, k - показатель адиабаты.

Аппроксимация зависимостей (2) выполняется в виде

² = a₀ + a₁ Q_{ВС ПР} + a₂ Q_{ВС ПР}² + a₃ Q_{ВС ПР}³ (10)

_ПОЛ = k₀ + k₁ Q_{ВС ПР} + k₂ Q_{ВС ПР}² + k₃ Q_{ВС ПР}³ (11)

[ N_i / _ВС]ПР = c₀ + c₁ Q_{ВС ПР} + c₂ Q_{ВС ПР}² + c₃ Q_{ВС ПР}³ (12)

Значения коэффициентов аппроксимации определены методом наименьших квадратов с использованием графических расчетных характеристик (рис.1,2,3) при номинальных значениях параметров и представлены в табл. 3.

Таблица 3

Коэффициенты аппроксимации характеристики центробежного нагнетателя 235 СПЧ 1.45-76 6500 ПГ

Характеристики	Значения коэффициентов аппроксимации
	АО	а1	а2	а3
	7,9625874Е-01	10164044Е-02	-2,2753497Е-06	1,3403263Е-08
пол	КО	к1	к2	к3
	2,7776621Е-01	1,7920040Е-03	1,0734749Е-06	-4,8922907Е-09
	С0	с1	с2	с3
	-73,897992	2,3706396	-3,9635088Е-03	2,4256791Е-06

Степень сжатия для условий, отличных от номинальных будет определяться из соотношения, полученного с учетом уравнений (1.6)...(1.9)

(13)

Математическая модель ЦН кроме соотношений, связывающих основные параметры, включает группу условий, отражающих технологические ограничения на работу оборудования. Это ограничения по частоте вращения снизу и сверху, приведенной объемной производительности (снизу по приближению к помпажной зоне и сверху из-за резкого падения политропического КПД), а также ограничение по мощности сверху, т.е.

(14)

(15)

(16)

Кроме того, давление нагнетателя не должно превышать предельной величины, зависящей от технического состояния линейной части.

Совокупность всех ограничений на технологические параметры описывает область допускаемых режимов (ОДР). Более полно ОДР ГПА может быть описана с учетом ограничений, вытекающих из специфических особенностей привода, и, в частности, газотурбинного двигателя.

7.2 Характеристика газовой турбины

Для турбин в системе приводных газотурбинных установок (ГТУ) определяющей является зависимость:

?_т = f (?_т; Т_г), где ?_т - расход газа через турбину; (17)

?_т - степень расширения;

При этом частота вращения турбины мало влияет на ее пропускную способность. Графически эта зависимость представляет собой семейство парабол, построенных на базе принятых в теории зависимости турбин. Вместо Т_г удобнее пользоваться коэффициентом ????Т_г / Т_в. Зная относительные потери давления по тракту ?_тр и соотношение расходов турбин ?_т и компрессора ?_к характеристики турбины и компрессора можно совместить пользуясь выражением:

?_т = ?_к (1- ?_тр 7) (18)

?_т = ?_к+ ?_mon - ?_ox - ?_ут (19)

В формуле (2.3) ?_mon, ?_ox, ?_ут - массовый расход соответственно топлива, воздуха на охлаждение, утечек. Количество тепла передаваемое в генераторе на переменном режиме зависит от способа регулирования ГТУ, влияющего на изменение температурного интервала между газом после турбины и воздухом после компрессора. Под способом регулирования понимают воздействие на регулирующие факторы для поддержания заданных регулируемых параметров (N_e, n, Т_г, ?_к и т.д.) Главный регулирующий фактор - подача топлива, но можно использовать также изменение геометрии компрессора или турбины. Кроме рассмотренной выше характеристики ГТУ, заводами изготовителями газовых турбин обеспечивается на каждый новый тип агрегата, и затем строятся по опытным данным универсальная характеристика осевого компрессора, характеристика режимов работы ГТУ, зависимость мощности и расхода воздуха от оборотов компрессора, зависимость давления за компрессором и между турбинами от оборотов компрессора, зависимость мощности силового вала, зависимость температуры от мощности и др. Следует иметь ввиду, что все перечисленные зависимости обрабатываются заводами по показаниям приборов с повышенным классом точности и что испытания проводятся с чистым лопаточным аппаратом осевого компрессора и турбины при номинальных зазорах линейной части [2].

Одним из основных параметров, определяющих режим работы газовой турбины, является располагаемая мощность привода цн.

где ?_? - коэффициент для учета зависимости располагаемой мощности от частоты вращения осевого компрессора.

На основании исследований кафедры термодинамики и тепловых двигателей МИНХ и ГП им. Губкина получена более общая зависимость распологаемой мошности от относительных оборотов цн и температуры воздуха t_в:

где А=а₀₀+ а₁₀+ а₂₀²+ а₀₁ t_в + а₀₂ t_в / t_в /+ а₁₁ t_в; (22)

?_? - коэффициент для учета зависимости располагаемой мощности от частоты вращения осевого компрессора;

?_? - коэффициент для учета изменения располагаемой мощности ГТУ при отключении температуры окружающего воздуха Т_в от номинальной температуры, равной 288 К;

?_? - коэффициент для учета падения распологаемой мощности ГПА в межремонтный период;

?????время, месяцы, прошедшие с момента последнего ремонта ГТУ.

Особое значение имеет к.п.д. привода, так как именно он фигурирует в выражениях для подсчета общих затрат энергии. В [3] предполагают, что основные факторы, влияющие на к.п.д. ГТУ, - это коэффициент загрузки и относительные обороты.

Необходимо было определить коэффициенты аппроксимации зависимости:

_ГТУ=с₀ + с₁ + с₂к_з + с₃ к_з + с₄² + с₅ к_з², (23)

где _ГТУ - относительный к.п.д. ГТУ,

- относительные обороты турбины высокого давления, об/мин;

к_з - коэффициент загрузки по мощности ГТУ,

с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅ -коэффициенты апроксимации;

Коэффициент загрузки к_з представляет собой отношение ( согласно [3]):

к_з = N_эф / N_{распол ,} (24)

где N_эф - эффективная мощность компрессора;

100 кВт - потери мощности на муфте привода;

В нашем случае для решения задачи использовано отношение вида:

= N_эф??? N_{распол.ном} (26)

которое находит выражение в характеристике представленной на рис.1 приложения. 1 Для определения коэффициентов с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅ было предложено следующее решение.

На общий вид предполагаемой зависимости (26) накладывается условие:

S= (x-x' )² = min, (27)

или

S= =(-¹+(с₀ + с₁ + с₂к_з + с₃ к_з + с₄² + с₅ к_з²))² (28)

причем:

¹f (с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅) f (с₀,с₁, с₂, с₃, с₄, с₅) (29)