Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Специальная часть

1.1 Характеристика объекта и обоснование реконструкции

1.2 Оборудование компрессорного цеха

1.3 Расчет режима работы компрессорной станции

1.4 Технологическая схема компрессорной станции

1.5 Расчет необходимого количества аппаратов воздушного охлаждения газа

1.6 Контрольно-измерительные приборы и автоматика

2. Расчетная часть

2.1 Расчёт пылеуловителя

2.2 Расчет аппарата воздушного охлаждения газа

3. Сварка корпуса газотурбинного двигателя

3.1 Характеристика сварочного узла и применяемых материалов

3.2 Выбор сварочного оборудования и его краткая характеристика

3.3 Характеристика источника питания

3.4 Расчет параметров режима сварки и норм времени на сварочные операции

3.5 Выбор методов контроля

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Анализ потенциально возможных вредных и опасных производственных факторов

4.2 Анализ возможности возникновения чрезвычайных ситуаций

4.3 Мероприятия по производственной санитарии

4.4 Средства индивидуальной защиты

4.5 Мероприятия и средства по обеспечению безопасности труда

5. Охрана окружающей среды

5.1 Анализ воздействия компрессорной станции на окружающую среду

5.2 Контроль за соблюдением нормативов предельно-допустимых выбросов (ПДВ)

5.3 Мероприятия по снижению воздействия на воздушную среду

5.4 Аварийные выбросы на КС

5.5 Охрана поверхностных и подземных вод

5.6 Охрана земельных ресурсов

5.7 Обращение с отходами

6. Экономическая часть

6.1 Общая часть

6.2 Расчетная часть

6.3 Расчет годовых эксплуатационных расходов

6.4 Расчет себестоимости транспортировки газа

Заключение

Список использованных источников

Аннотация

Перечень сокращений

Введение

Единственно возможным видом транспорта для природного газа является трубопроводный транспорт. Современные магистральные газопроводы большого диаметра представляют собой транспортные инженерные сооружения большой мощности и пропускной способности. Для того чтобы обеспечить перемещение таких объемов газа на большие расстояния по внутритрубным пространствам в начале (голове) газопровода создают давление примерно в 7,5 МПа. Энергия, обеспечивающая перемещение газа по магистральным трубопроводам, сообщается компрессорными станциями (КС). Однако, энергия, переданная потоку газа в начале магистрального трубопровода, быстро снижается, что приводит к уменьшению скорости перемещения потока. Если движущийся поток газа не будет получать дополнительную энергию, то давление во внутритрубном пространстве может уменьшиться до нуля, а движение потока газа может прекратиться. В связи с этим, для компенсации потерь энергии, по всей длине магистральных газопроводов устанавливают КС.

На современных магистральных газопроводах сооружают различные по назначению, компоновке и конструктивным решениям КС.

По назначению и расположению на магистральном трубопроводе КС подразделяются на головные и промежуточные. Головные КС располагают в начале магистрального газопровода. На головные компрессорные станции (ГКС) природный газ поступает с газодобывающих предприятий (газовых промыслов), подготовленный на установках комплексной подготовки газа к дальнему трубопроводному транспорту. При необходимости на головных сооружениях, расположенных на территории ГКС, газ дополнительно очищают от пыли (частиц механических примесей) и осушают. На ГКС газ поступает под давлением 2-4 МПа, а затем, с помощью центробежных нагнетателей подается в магистральный газопровод под рабочим давлением.

Промежуточные КС предназначены для поддержания необходимого режима транспорта газа по всей длине магистрального газопровода. Размещают промежуточные КС по трассе магистрального трубопровода в среднем через каждые 100-150 км. Подключение промежуточных КС к магистральному трубопроводу предусматривает возможность их отключения и пропуск газа по трубопроводу, минуя промежуточные станции.

По конструктивным особенностям станции могут быть стационарными и блочно-комплектными.

По типу привода перекачивающих агрегатов КС подразделяются на КС, оснащенные перекачивающими агрегатами с приводом от газовых турбин и КС, оснащенные перекачивающими агрегатами с приводом от электродвигателей.

Данная выпускная квалификационная работа рассматривает компрессорный цех на КС «Долгое», оснащенный электроприводными ГПА. Цель работы - рассмотреть и обосновать необходимость его реконструкции.

1. Специальная часть

1.1 Характеристика объекта и обоснование реконструкции

КС «Долгое» относится к предприятию ООО «Газпром трансгаз Москва», является промежуточной компрессорной станцией магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород и включает в себя 2 компрессорных цеха.

В цехе №1 КС «Долгое» установлены центробежные нагнетатели типа ЦН-280-12-7 (280 - подача нагнетателя, м3/мин; 12 - максимальный перепад давления, кгс/см2; 7 - модификация) с электроприводом в количестве 14 шт (соединение последовательно-параллельное). 7 групп нагнетателей (по 2 в каждой - соединение последовательное) соединены между собой параллельно, две группы находятся в резерве. Суточная производительность газопровода составляет 68 млн. м3.

Электроприводной газоперекачивающий агрегат (ГПА) состоит из самого нагнетателя с крановой обвязкой, приводного электродвигателя с редуктором, системы уплотнения и смазки, а также системы контроля, управления и защиты.

Отличительная особенность КС с электроприводом - наличие в ее составе мощной энергетической подстанции напряжением 110/6 кВ, которая предназначена для питания электродвигателей ГПА. [1] Кроме того, есть и другие существенные недостатки: дорогая и труднодоступная электроэнергия (станция расположена за пределами городской черты); необходимость поддержания и ремонта электроэнергетических систем, что требует крупных металловложений и капитальных затрат; плохая приспособленность к переменному режиму работы газопроводов из-за постоянной частоты вращения; необходимость повышающей зубчатой передачи к нагнетателю, представляющей при большой мощности и быстроходности серьезные технические трудности.

По этим причинам руководством ООО «Газпром трансгаз Москва» было принято решение о реконструкции цеха №1 КС «Долгое», суть которой заключается в замене 14 электроприводных ГПА на 5 ГПА с газотурбинным приводом с сохранением заданной производительности.

1.2 Оборудование компрессорного цеха

Оборудование компрессорного цеха до реконструкции

Центробежный нагнетатель типа 280-12-7 (неполнонапорный) с выносным блоком маслосистемы предназначен для дожатия и подачи природного газа в магистральный трубопровод, одноступенчатый с консольно-расположенным колесом, осевым подводом и тангенциальным отводом компримируемого газа. [2] Ходовая часть нагнетателя (ротор, подшипники, торцевое масляное уплотнение и другие элементы) заключена в специальную гильзу, устанавливаемую в корпус нагнетателя. Таким образом, корпус служит только для размещения гильзы. Такая конструкция позволяет при необходимости проводить быструю замену гильзы.

Корпус нагнетателя представляет собой стальной цилиндр, закрытый торцевой крышкой, со смонтированными на ней всасывающей и сборной кольцевой камерами. Со стороны привода к цилиндру крепится корпус подшипника. Вал нагнетателя соединяется с валом привода с помощью соединительной муфты, которая закрывается кожухом. В торцевой стенке корпуса (цилиндра) нагнетателя выполнены каналы подвода масла к торцевому уплотнению и переднему опорному подшипнику, а также каналы слива протечек масла из камеры торцевого уплотнения в поплавковую камеру. Уплотнение вертикального разъема корпуса обеспечивается установкой в канавке торцевой крышки резинового кольца. Каналы подвода масла к опорно-упорному подшипнику, к реле осевого сдвига, каналы слива масла от упорного подшипника расположены в нижней части корпуса подшипника и также подходят к соответствующим каналам гильзы в нижней части. [2]

Основанием гильзы служит стакан, нижняя часть которого служит корпусом для ротора, вкладышей, торцевого уплотнения и других элементов ходовой части. В расточке на фланце гильзы устанавливается лопаточный диффузор. Диффузор представляет собой круговую решетку, состоящую из профильных лопаток, отфрезерованных как одно целое с телом диска. Покрывающий диск приварен к лопаткам диффузора, чем обеспечивается высокая прочность решетки. В месте расположения вкладышей подшипников стакан имеет горизонтальный разъем. На фланце стакана выполнен масляный затвор, состоящий из ряда кольцевых каналов и канавок. В кольцевых канавках установлены резиновые уплотнительные кольца. В один из кольцевых каналов подводится масло высокого давления, предназначенное для подачи к торцевому уплотнению смазки переднего опорного подшипника, другой канал служит для отвода протечек масла в поплавковую камеру. Такое выполнение маслоподводящих каналов на фланце гильзы - надежная защита от проникновения газа из нагнетателя в галерею нагнетателей.

Фундаментная рама отливается из чугуна и служит опорой для нагнетателя. Опоры корпуса нагнетателя и корпуса подшипника фиксируются на раме тремя цилиндрическими штифтами. Крепление опор корпуса подшипника и нагнетателя к фундаментной раме осуществляется шпильками и гайками.

Электродвигатель СТД-4000-2Р - двигатель закрытого типа с разомкнутым циклом вентиляции, выполненный с одним рабочим концом вала, который соединяется с валом приводимого механизма посредством муфты.

Статор состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами. Пакеты запрессованы в корпус статора между нажимными кольцами из немагнитного чугуна, которые удерживаются продольными ребрами и шпонками. Обмотка статора двухслойная катушечная с укороченным шагом, с эвольвентным вылетом лобовых частей. Изоляция обмотки состоит из стеклослюдинитовой и стеклянной лент, пропитанных эпоксидным компаундом, совместно с сердечником статора, что обеспечивает надежное крепление обмотки в лобовой и пазовых частях, улучшает отвод тепла от обмотки за счет полного контакта изоляции с железом статора и склейки листов сердечника. Начало и конец обмотки статора выведены на изоляторы, расположенные на двух сторонах корпуса статора.

Ротор электродвигателя изготавливается из цельной стальной поковки. В бочке ротора выполняются чередующиеся равновысокие пазы, в которых уложена и запрессована обмотка возбуждения. Лобовые части обмотки, плотно расклиненные распорками, сверху закрыты в стеклотекстолитовыми сегментами и бандажными кольцами их алюминиевого сплава. На роторе установлены центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы.

На электродвигателях СТД-4000-2 устанавливается возбудитель типа ВС-40, мощность которого - 40 кВт. Бесщеточный возбудитель представляет собой трехфазный синхронный, обращенный генератор частотой 400 Гц с вращающимся мостовым неуправляемым (диодным) выпрямителем.

Управление возбудителем осуществляется регулированием тока возбуждения со станцией управления, как в "ручном", так и в "автоматическом" режимах.

Вращающийся якорь возбудителя смонтирован на консольном конце полого вала электродвигателя. Компоновка якоря: на изолированной втулке закреплен выпрямительный блок, на котором находится блок сердечника якоря с обмоткой.

Выводы выпрямленного тока якоря через центральное отверстие на валу связаны с обмоткой возбуждения ротора двигателя.

Двигатель СТД имеет симметричную двухструйную систему вентиляции. Цикл охлаждения - разомкнутый. В лобовых частях электродвигателя, благодаря вентиляторам, установленным на концах ротора, создаются области низкого давления, в результате чего холодный воздух засасывается в электродвигатель через фильтры очистки, и выбрасывается наружу через металлические направляющие, установленные с двух сторон СТД.

Опорами ротора СТД служат литые стояковые подшипники скольжения, которые смазываются свободно висящими на валу кольцами. Для обеспечения необходимого расхода масла через вкладыш предусмотрена специальная конструкция смазочных колец. Масло, стекающее с колец, подается в специальное отверстие во вкладыше и далее на вал. Отработанное масло сливается через отверстие во вкладыше в масляную камеру подшипника.

Важнейший элемент электроприводного ГПА - редуктор. На всех типах электроприводных ГПА, эксплуатируемых на КС, редуктор является повышающим. Необходимость повышения частоты вращения центробежных нагнетателей через редуктор вызвана тем, что их эксплуатируемые типы рассчитаны на определенную оптимальную частоту вращения, которая значительно превышает стандартные частоты вращения приводных электродвигателей.

Редуктор в электроприводных ГПА служит для увеличения частоты вращения нагнетателя по сравнению с частотой вращения электродвигателя. Отношение частоты вращения нагнетателя к частоте вращения приводного двигателя определяет передаточное число редуктора. Для нагнетателя типа ЦН-280-12-7 передаточное число составляет 2,66.

В редуктор входят корпус, шестерня, зубчатое колесо, подшипники, детали крепления и система подвода смазки. Колесо и шестерня цилиндрические с шевронным зубом эвольвентного профиля. Окружные усилия, действующие на зубья колеса и шестерни, вызывают изгиб зубьев и смятие их рабочих поверхностей. При входе в зацепление и выходе из него зубья скользят один по другому, что вызывает их нагрев и износ. Уменьшение трения и охлаждение зубьев достигается непрерывной подачей на них масла из масляной системы ГПА.

Оборудование компрессорного цеха после реконструкции

Нагнетатель Н-196-1,5 (рис.1) - полнонапорный одноступенчатый компрессор. Нагнетатель установлен на единой с ГТУ раме-маслобаке и имеет общую с ГТУ систему маслоснабжения. Он состоит из корпуса 7, установленного на раме 15, ротора 3, вкладышей опорно-упорного 1 и опорного 4, уплотнения нагнетателя 5 и аккумулятора масла 8. Для выемки ротора и сменных деталей статора в нагнетателе предусмотрен вертикальный разъем в торцовой крышке 9. Крышка имеет овальный фланец и прижимается к корпусу через резиновое кольцо (на рисунке не показано) давлением газа в нагнетателе. Расточка отверстия в корпусе выполнена по специальному профилю для возможности заводки крышки. К корпусу нагнетателя приваривается картер подшипников 19, на крышке которого имеется фланец 2 для присоединения трубы аварийной вентиляции. Система уплотнения нагнетателя обеспечивает отсутствие перетечек (прорыва) газа из напорной камеры во всасывающую, так и прорыв газа из напорной камеры в картер подшипника. Первое уплотнение лабиринтного типа состоит из специальных колец 11 и 12, выполненных на одном диаметре с обеих сторон рабочего колеса. Эти кольца изготавливают из силуминового сплава во избежание искрообразования и легкого срабатывания в случае их задевания. Радиальный зазор в уплотнении 0,25 - 0,37 мм. Второе уплотнение - также лабиринтное. В уплотнительной втулке (втулка Келлера) 10 лабиринты выполнены торцовыми и радиальными с достаточно малыми зазорами (торцовый зазор 0,62 мм, радиальный 0,05 - 0,09 мм). В этой части уплотнения происходит снижение давления газа от давления на входе до 1,8 - 2 МПа. Из полости А уплотнения нагнетателя газ в топливный коллектор отводится через канал 6. Давление газа в топливном коллекторе поддерживается регулятором давления. Отвод масла в поплавковую камеру осуществляется через сливной канал 18. Для снижения уноса масла газом, идущим в камеру сгорания между опорным вкладышем и уплотнительной втулкой, устанавливают уплотнение 5. Это уплотнение состоит из двух половин, в которые зачеканивают уплотнительные усики. Безлопаточный диффузор образован приварной вставкой 17 и подвижной стенкой диффузора 16. Эта подвижная стенка диффузора и стенка сборной камеры 14 образуют напорную камеру нагнетателя. Между стенкой диффузора и стенкой сборной камеры имеется дистанционное кольцо 13, позволяющее собирать напорную камеру внутри кольца. Изменением толщины дистанционного кольца можно изменять ширину безлопаточного диффузора в зависимости от степени повышения давления нагнетателя.

Ротор нагнетателя состоит из вала, рабочего колеса, втулки лабиринтного уплотнения и обтекателя. Основной диск рабочего колеса соединен с покрывающим диском заклепками, проходящими через лопатки. Колеса на степень повышения давления 1,25 и 1,37 выполнены с одноярусной решеткой, а на степень повышения давления 1,5 - двухъярусными. Колесо насаживается на вал с натягом 0,11 - 0,18 мм. Такой натяг обеспечивает сохранение центровки при достижении максимальной частоты вращения вала. От осевого смещения рабочее колесо дополнительно фиксируется упорным кольцом.

Рисунок 1 -Нагнетатель Н-196-1,5

1 - опорно-упорный вкладыш; 2 - фланец; 3 - ротор; 4 - опорный вкладыш; 5 - уплотнение нагнетателя; 6 - канал отвода газа; 7 - корпус; 8 - аккумулятор масла; 9 - вертикальный разъем в торцовой крышке; 10 - уплотнительная втулка подшипников; 11,12 - специальные кольца уплотнения лабиринтного типа; 13 - дистанционное кольцо; 14 - стенка сборной камеры; 15 -рама; 16 подвижная стенка диффузора; 17 - приварной вставкой; 18 - сливной канал; 19 - картер.

Это кольцо по внутреннему диаметру одевается на вал, а по наружному вставляется в обтекатель. Уплотнительная лабиринтовая втулка также посажена на вал (как на рабочее колесо) с натягом, исключающим ее поворачивание в процессе работы. Для крепления уплотнительной втулки Келлера предусмотрен фланец, который надевается на вал нагнетателя до насадки колеса. Для возможности балансировки колеса, а также его транспортировки этот фланец крепят на валу специальным зацепом, который снимают при сборке нагнетателя.

Система уплотнения и смазки ГПА - одна из ответственных вспомогательных систем. Она предотвращает проникновение газа из полости нагнетателя. Принцип действия системы уплотнения на всех отечественных нагнетателях, по существу, одинаков. Он основан на вытеснении газа маслом, подаваемым в уплотняющие зазоры под давлением, превышающем давление газа.

Нагнетатель рассчитан на полную степень сжатия, имеет два центробежных колеса и два торцовых уплотнения 1 (по одному на каждом конце вала), газоподогреватель 2 и гидроаккумулятор 3. Эти конструктивные особенности нагнетателя приводят к следующим отличиям в схеме регулирования:

1. В схеме используют два регулятора перепада 6 и 7, которые имеют параллельное включение по маслу и по газу. Два регулятора позволяют избежать чрезмерного повышения давления в полости нагнетателя. Непрерывно работающие два насоса уплотнения могут создать перепад давления выше 1,5 МПа при работе с одним регулятором перепада. Один регулятор настраивается на поддержание перепада 0,35, а второй - на 0,1 - 0,15 МПа. В результате при отсутствии избыточного давления газа в контуре нагнетателя перепад "масло-газ" не превосходит 1,2 МПа.

2. В схеме используют две поплавковые камеры 9 и 10, из которых масло отводится в газоотделитель 8. Каждая камера установлена для своего уплотнения.

Рисунок 2 -Схема регулирования уплотнения двухступенчатого нагнетателя

1 - торцевые уплотнения; 2 - газоподогреватель; 3 - гидроаккумулятор; 4, 5 - уплотнительные винтовые электронасосы; 6, 7 - регуляторы перепада; 8 - газоотделитель; 9,10 - поплавковая камера; 11 - сигнализатор помпажа.

Это вызвано тем, что давление в уплотнительных камерах получается не совсем одинаковым. В камере, которая дренирует масло из уплотнения на стороне нагнетания, давление больше, чем во второй примерно на 0,5 МПа.

3. В сигнализаторе помпажа 11 импульс по давлению нагнетаемого газа поступает не из нагнетательного трубопровода, а из камеры после первого колеса.

4. В схеме используют три уплотнительных винтовых электронасоса. Два насоса 4 - основные, а один 5 - резервный.

5. Поток газа, используемый для прогрева маслосборных полостей нагнетателя, создает одновременно избыточное давление в этой камере по сравнению с давлением всасывания нагнетателя. Поэтому категорически запрещается закрывать вентили обогрева - возникает унос масла в газопровод.

Для обеспечения охлаждения масла предусмотрены аппараты воздушного охлаждения масла (АВО), которые располагаются за пределами компрессорного цеха. АВО состоит из теплообменников, в трубках которых циркулирует масло, вода или антифриз и вентиляторов с электроприводом. Кроме того, на входе или выходе из АВО установлены жалюзийные решетки для регулирования расхода воздуха.

Газотурбинный привод ГПА. Наибольшее распространение имеют газотурбинные КС с приводом ЦН от стационарных ГТУ или консервированных транспортных газотурбинных двигателей (ГТД). Применительно к газовой промышленности важны следующие достоинства ГТУ (ГТД): низкая стоимость установленного киловатта при компактности агрегата; высокая быстроходность и любая необходимая для КС единичная мощность; простота регулирования нагрузки за счет переменной частоты вращения; способность заметно увеличить располагаемую мощность в холодное время года, когда потребление газа возрастает; достаточно простая автоматизация обслуживания; продолжающийся заметный прогресс ГТУ и ГТД в повышении экономичности, надежности и блочности конструкции.

Газовая турбина - тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия газа, находящегося под давлением и имеющего высокую температуру, преобразуется в механическую работу на валу турбины. Повышение энергии газа достигается за счет его компремирования и сгорания в смеси с воздухом в специальных камерах сгорания. Температура смеси продуктов сгорания газа и воздуха перед входом в турбину - до 900 °С. Газовая турбина совместно с обслуживающими ее механизмами и устройствами (осевым компрессором, камерой сгорания и др.) составляют газотурбинную установку, которая вместе с нагнетателем (и при необходимости с редуктором) образуют ГПА (рис.3). В состав ГПА входят турбина высокого давления 3, турбина низкого давления 2, осевой воздушный компрессор 4, камера сгорания 6, пусковая турбина (турбодетандер) 5, регенератор (теплообменник) 7, центробежный нагнетатель 1. В составе некоторых ГПА регенератор отсутствует, что снижает их к.п.д. Различают два вида ГТУ-5 одновальные и двухвальные. У одновальной ГТУ на общем валу (путем механического соединения) находится ротор осевого воздушного компрессора, роторы турбин высокого и низкого давления и ротор нагнетателя. В этом случае режимы работы осевого компрессора и ЦН жестко взаимосвязаны, так как частоты вращения роторов воздушного компрессора и нагнетателя будут одинаковыми. У двухвальной ГТУ (с разрезным валом) турбина высокого давления и осевой воздушный компрессор имеют один общий вал, а роторы турбины низкого давления (силовая турбина) и ЦН соединены двумя полу гибкими линзовыми муфтами. Двухвальная ГТУ более приемлема для привода нагнетателя, потому что подача газа по магистральному газопроводу не является равномерной в течение суток или сезона. А это требует изменения частоты вращения ротора нагнетателя (до 15-20 % номинальной). Вполне понятно, что достигнуть этого гораздо легче при двухвальной ГТУ, так как вал турбины низкого давления (силовой турбины), приводящей во вращение вал двигателя, не связан с валом турбины высокого давления (осевого компрессора).

Привод от авиационного двигателя НК-12СТ представлен в графической части проекта.Агрегаты соединены между собой параллельно (один - резервный).

1.3 Расчет режима работы компрессорной станции

Все расчеты выполнены в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

1. Определяем относительную плотность газа:

,

где - плотность газа, кг/м3;

в - плотность воздуха при стандартных условиях, кг/м3.

2. Определяем газовую постоянную при условиях входа (всасывания):

, Дж / (кг оК)

где Rв- газовая постоянная воздуха, Дж / (кг оК);

Дж / (кг оК)

3. Определяем плотность газа при условиях всасывания в нагнетатель

, кг/м3

где Z - коэффициент сжимаемости определяется по графику - Z = 0,955 (при Pн = 37 кгс/см2, tн = 7 оС и = 0,566).

Тн1 - температура газа перед нагнетателем, оК.

Тн1 = 273 + tн = 273 + 7 = 280 оК

кг/м3

4. Определяем производительность одного ГПА:

, м3/сут

где Qкс - суточная производительность станции, млн. м3/сут;

m - число параллельно работающих нагнетателей, шт.

м3/сут.

5. Определяем объемную производительность нагнетателя при условиях всасывания:

, м3/мин

м3/мин

6 .Определяем приведенную относительную частоту вращения:

,

где Zпр, Тпр, Rпр - значения приведенных величин, принимаем: Zпр = 0,91;

Тпр = 288 оК; Rпр = 500 Дж / (кгоК).

7. Определяем степень сжатия одного нагнетателя и приведенную относи-тельную внутреннюю мощность. По соответствующей кривой на характеристике:

1 = 1,45; ( Ni1 / в1)пр = 223 кВт/(кг/м3)

8. Определяем потребляемую нагнетателем внутреннюю мощность:

, кВт( 1.7 )

Ni1 = 28,16 223 1,03 = 6300 кВт

9. Определяем давление газа на выходе нагнетателя:

Рк1 = 1 Рн1, МПа

Рк1 = 1,45 3,7 = 5,37 МПа.

10. Определяем температуру газа после нагнетателя по формуле политропического (адиабатического) сжатия:

Тк1 =Тн1, оК

где m - показатель адиабаты, для природного газа принимаем m = 1,32.

Тк1 = 280 1,45 = 306,34 оК (33 оС)

Предельно допустимое давление на выходе КС 5,49 5,5 МПа. Таким образом, по давлению газопровод загружен на 98%, т.е. резервный запас по давлению составляет 2%.

1.4 Технологическая схема компрессорной станции

Принципиальная схема коммуникаций, обеспечивающая проведение операций по перекачке, называется ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ.

Главное требование при разработке технологических схем - простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а так же обеспечение минимальной протяженности технологических трубопроводов.

Кроме основного оборудования (ГПА) технологическая схема включает в себя оборудование по очистке газа от примесей (пылеуловители) на входе в ГПА и аппараты воздушного охлаждения газа - на выходе.

Технологическая схема КС «Долгое» приведена в графической части выпускной квалификационной работы.

Газ из магистрального трубопровода поступает в циклонные пылеуловители, где подвергается очистке от жидких и твердых примесей, затем в ГПА, в которых происходит компремирование газа до выходного давления 55 кгс/см2, при этом газ нагревается. Для снижения температуры газа, после ГПА устанавливаются аппараты воздушного охлаждения, пройдя которые, газ вновь поступает в магистральный трубопровод.

Пылеуловители выпускают трех типов: центробежные циклонные, центробежные мультициклонные и жидкостные (вертикальные масляные). В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные сепараторы. С уменьшением диаметра циклона значительно увеличиваются центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов). Мультициклоны представлены на рис.4 и в графической части проекта, состоят из параллельно включенных элементов малого диаметра (150-250 мм).

Газ с примесями жидких и твердых частиц подается через входной патрубок 2 в среднюю часть мультициклона, далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона, где происходит оседание всех примесей. Освобожденный от частиц пыли и жидкости газ идет по внутренним трубкам циклонов 3, попадает в верхнюю часть и через выходной патрубок 1 направляется в газопроводы. Осевшая внизу, на дне аппарата, загрязненная жидкость удаляется через дренажную трубу 4 в перевозную емкость. Сброс конденсата автоматизирован.

Рисунок 4 -Циклонный пылеуловитель

В процессе компремирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС.

Конструктивно аппараты воздушного охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные (АВЗ), шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК). Принцип действия аппаратов воздушного охлаждения состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.

Материальное исполнение оребренных труб определяет подразделение аппаратов воздушного охлаждения на следующие группы: Б1-Б5 (с биметаллическими трубами), в которых внутренние трубы выполнены из углеродистой или нержавеющей стали, а оребренные из латуни или алюминия, М1У и М1А - монометаллические трубы с оребрением из алюминия, латуни и др. Материал труб должен быть коррозионно-стойким к воздействию рабочей среды (газа), а материал ребер иметь коррозионную стойкость к атмосферному воздействию.

Длина труб в аппаратах воздушного охлаждения составляет 1,5; 3; 4; 6; 8 м. Они собраны в секции, в каждой из которых имеется четыре, шесть или восемь рядов труб.

В зависимости от назначения различают следующие аппараты воздушного охлаждения: для легких продуктов, для малых потоков, для вязких продуктов или для высоковязких продуктов.

Компоновка охлаждающих секций в аппаратах, используемых для охлаждения природного газа, горизонтальная (рис.5) или зигзагообразная (рис.6). На рамную конструкцию 5 установлены охлаждающие секции 2. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором 3 через диффузор 1. Во избежание разрыва лопастей 4 под действием центробежных сил окружные скорости лопастей вентилятора не превышают 60-65 м/с.

Поэтому привод вентилятора осуществляется электродвигателем 6 через угловой редуктор 7 или непосредственно от тихоходного электродвигателя. Лопасти вентилятора, как правило, выполняются штампованными.

В зависимости от условий эксплуатации выпускают аппараты воздушного охлаждения нескольких типов: без жалюзи; Ж - с жалюзи; Н - с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В - с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 - с тихоходным электродвигателем. Кроме того, возможны следующие варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р - ручной; П - пневматический; Э - электромеханический; У - с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе.

Рисунок 5 - Компоновка теплообменных секций в АВО

Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха, что дает возможность в значительных пределах регулировать температуру газа при изменении температуры наружного воздуха.В зависимости от условий эксплуатации аппараты воздушного охлаждения также могут быть поставлены с увлажнителем.Привод вентилятора аппарата воздушного охлаждения осуществляется от электродвигателя через редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя.

Рисунок 6 -Компоновка теплообменных секций в АВО

1.5 Расчет необходимого количества аппаратов воздушного охлаждения газа

1. Выбираем по таблице тип теплообменного аппарата АВЗ с наружной поверхностью охлаждения H = 10200 м2 и коэффициентом оребрения =14,6.

2. . Все расчеты выполнены в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Определяем количество передаваемой теплоты из уравнения теплового баланса:

q = G Cpm ( t1 - t2 ), кВт

где G - расход газа, кг/с;

, кг/с

где - плотность газа. Принимаем = 0,682 кг/м3 из справочных таблиц для стандартных условий (P = 0,1 МПа, t = 20 оС)

кг/с

Cpm - теплоемкость газа кДж/(кг оС). Определяем при средней температуре:

, оС

оС

Cpm = 2,55 кДж/(кг оС); при давлении P = 5,37 МПа, r = 0,98

q = 536,76 2,55 (33 - 15) = 24,64 103 кВт

3. Вычисляем температуру воздуха на выходе из аппарата:

, оС

где Cpm2 - теплоемкость воздуха, кДж/(кгоК). Принимаем по таблице теплофизических характеристик воздуха

Сpm2 = 1,005 кДж/(кгоС);G2 - расход воздуха, кг/с.

, кг/с

где в - плотность воздуха. Принимаем по таблице = 1,293 кг/м3;

V - номинальная производительность вентиляторов указанного типа АВО, м3/г.V = 280 2 103 =560 103 м3/ч

кг/с

n - число аппаратов; выбирается таким образом, чтобы температура воздуха на выходе из аппарата была ниже, чем температура газа, на 10 - 12 оС; n =8.

оС.

4. Вычисляем среднюю разность температур процесса теплопередачи:

m, оС

где 1, 2 - наибольшая и наименьшая разность температур;

1 = 33 - 0 = 33oС, 2 = 33- 15,23 =17,77оС;

m -- поправка на непротивоточность; определяем в зависимости от коэффициентов P и R.



m= 0,98;оС

5. Определяем водяной эквивалент поверхности теплообмена:

, кВт/оС

кВт/оС

6. Определяем необходимую поверхность охлаждения

, м2

где К - коэффициент теплоотдачи, принимаем К = 21 Вт/(м2ч)

м2 .

Поверхность теплообмена всех АВО составит 102008 = 81600 м2.

Рассчитанное количество АВО обеспечивает охлаждение подаваемого газа, так как 81600> 73115 м2.

1.6 Контрольно-измерительные приборы и автоматика

Контрольно-измерительные приборы, применяемые на компрессорной станции

Для осуществления контроля различных технологических параметров на КС используется определенный комплекс контрольно-измерительных приборов (КИП).

Для контроля температуры природного газа, воздуха, воды, масла и баббита подшипников ГПА на КС используются:

- ртутные термометры, с помощью которых измеряется температура в различных точках по месту установки технологического оборудования;

- электроконтактные манометрические термометры общепромышленного исполнения ТПП-СК и взрывозащищенные ТПП 4-1У - как датчики-реле с дискретным выходом в системах автоматического управления и как показывающие приборы по месту их установки;

- термометры сопротивления медные ТСМ и платиновые ТСП как первичные преобразователи;

- вторичные приборы различных конструкций и назначений, с помощью которых совместно с термометрами сопротивления осуществляют непрерывный или периодический контроль температуры (сигнализацию, показания, регистрацию) и автоматическое управление.

Основным параметром, определяющим экономические и режимные показатели ГПА, КС и магистрали, является производительность (расход). Для определения расхода газа в качестве исходного параметра берется объемная производительность, определяемая при помощи различных автоматических измерительных систем (например, "СИГНАЛ -1М").

Контроль вибрации подшипников ГПА осуществляется с помощью измерений вибросмещений, виброскоростей или виброускорений (в зависимости от типа применяемой аппаратуры). Аппаратура контроля вибрации обеспечивает показания параметров вибрации и формирует сигналы на защиту ГПА от превышения допустимых значений этих параметров. Защита по вибрации является одной из основных защит ГПА. Она резервирует действия других технологических защит ГПА: по перегреву подшипников, по осевому сдвигу, по понижению объемной производительности и по возникновению помпажа. Контроль уровня вибрации является обязательным для всех ГПА с центробежными нагнетателями.

Для обеспечения нормальной эксплуатации технологического оборудования КС предусматривается контроль уровня в различных резервуарах масла, воды и конденсата. В основном для этого применяются поплавковые устройства, с помощью которых обеспечивается визуальный контроль (показания) уровня по месту и сигнализация крайних значений, используемых в аппаратуре автоматического управления и регулирования (например, автоматического слива и долива жидкости).

Необходимое превышение давления масла уплотнения над давлением газа в полости нагнетателя (0,2 - 0,3 МПа) поддерживается автоматически с помощью РПД, который осуществляет постоянный сброс излишнего количества масла из системы уплотнения, таким образом, чтобы поддерживался заданный перепад "масло-газ".

Противопомпажная защита газоперекачивающего агрегата

Для устойчивой и надежной работы центробежных нагнетателей устанавливают специальные противопомпажные регуляторы, предотвращающие работу нагнетателя в помпажной зоне, и сигнализаторы помпажа. Противопомпажный регулятор предназначен для защиты нагнетателя от помпажа путем открытия перепускного клапана при уменьшении расхода или повышении сжатия. В этом случае происходит увеличение объемных расходов нагнетателя за счет перепуска части газа на вход нагнетателя. Противопомпажный регулятор состоит из измерителя расхода с золотником и измерителя перепада давления на нагнетании тоже с золотником. Работа измерителя расхода основана на использовании закона пропорциональности между гидравлическим сопротивлением входного патрубка и расходом.

Схема сигнализатора помпажа НЗЛ, реализующий данный принцип приведен в графической части выпускной квалификационной работы.

При нарушении равновесии сил, действующих со стороны большого сильфона 4, соединенного с верхним рычагом 3, и малого сильфона 1, соединенного с нижним рычагом 2, поворачивается ось верхнего рычага 3. Укрепленные на этом рычаге в масляной камере заслонка 9 и сопло 7 могут изменить давление в трубопроводе от 0,5 до 0,15 МПа, измеряемые электроконтактным манометром. В предпомпажной зоне заслонка 9 полностью открывает сопло 7. Это достигается путем настройки корректора 5. при открытом сопле 7 происходит замыкание контакта электроконтактного манометра и выдается импульс в систему сигнализаций или в цепь управления клапаном обводной линии. Недостатком сигнализаторов данного типа является прекращение их работы при наступлении помпажа.

Контроль осевого сдвига нагнетателя

Контроль осевого сдвига на центробежных нагнетателях всех типов электроприводных ГПА осуществляется с помощью устройства, состоящего из гидравлического реле и двух электроконтактных манометров (рис.7), контакты которых используются для подачи сигнала на защиту ГПА по осевому сдвигу ротора нагнетателя. Масляное реле осевого сдвига подает импульс на отключение привода нагнетателя при аварийном осевом сдвиге ротора (на 0,3-0,35 мм от установленной величины) и в случае выработки упорных колодок подшипника выше допустимой величины.

Назначение установки А-705-15-09М

Установка централизованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатами, А-705-15-09М, предназначена для работы в составе систем автоматизации управления ГПА, компрессорной станции магистральных газопроводов, а также может быть использована для централизованного контроля и управления другими технологическими процессами, имеющими аналогичный объём контроля и алгоритмы управления.

Установка предназначена для выполнения следующих функций:

1. Предупредительная и аварийная, световая сигнализация, отклонений контролируемых параметров от значений установок с предоставлением информации на групповых и индивидуальных сигнальных индикаторах;

2. Автоматическая выдача команд на включение внешней звуковой сигнализации при отклонении параметров от предупредительных или аварийных уставок сигнализации;

3. Индикация прохождения этапов пуска, нормального или аварийного останова, а также нормального режима работы агрегата на табло индикации;

4. Индикация положения запорной арматуры и устройств агрегата на мнемосхеме объекта или табло индикации;

5. Регистрация событий, связанных с действиями оператора, или положения исполнительных механизмов, отклонениями значений параметров за значения аварийных установок сигнализации;

6. Непрерывное предоставление и регистрация в аналоговой форме текущих значений наиболее важных контролируемых параметров;

7. Непрерывное предоставление в аналоговой форме по вызову оператора текущих значений контролируемых параметров с помощью многоканального показывающего прибора;

8. Расчёт в аналоговой форме значений ряда контролируемых параметров;

9. Формирование команд управления исполнительными механизмами, а также режимами пуска, нормального и аварийного останова с пульта управления;

10. Автоматическое управление пуском, нормальным и аварийным остановом и аварийной защитной сигнализацией;

11. Выдача ряда сигналов в аналоговый и дискретной форме, в цеховую систему контроля и управления;

12. Автоматический контроль исправности устройств, входящих в установку, контроль цепей питания, целостность датчиков и линий связи с исполнительными механизмами с соответствующими сигналами световой и звуковой сигнализацией, неисправности.

Установка предназначена для работы во взрывоопасных помещениях. Искробезопасность входных цепей установки обеспечивается применением устройств нормализации и сигнализации.

При исчезновении напряжения питания основной сети, установка осуществляет блокировку сигналов аварийных защит по каналам частоты вращения, вибрации и давления от аналоговых датчиков на время, заданное алгоритмом управления для восстановления этих функций при последующем после аварии появления основной сети в течение заданного времени. Если напряжение основной сети не восстанавливается в течение заданного времени, установка осуществляет аварийный останов агрегата. При исчезновении напряжения питания 220В 50Гц основной сети и при наличии резервных напряжений 220В и 27В постоянного тока, установка обеспечивает работоспособность агрегата с сохранением основных функций контроля, управления и защиты по каналам температуры с индикацией перехода на резервное питание.

Состав установки определяется числом и типом контролируемых параметров, объёмом выполняемых функций в соответствии с требованиями автоматизации агрегата.

В состав установки входят следующие функционально и конструктивно законченные устройства: устройство нормализации и непрерывной сигнализации (УНС) А323-31-18; устройство логической обработки информации (УЛО) А353-33-02; устройство предоставления информации (УПИ) А690-06-09; устройство связи с объектом (УСО) А323-41-01; комплект кабелей; комплект ЗИП одиночный, к установке А705-15-09М; совместно с установкой поставляется комплект датчиков.

Устройство нормализации и непрерывной сигнализации - предназначено для преобразования (нормализации) сигналов первичных преобразователей постоянного тока, в унифицированный выходной сигнал 0 - 10В, в отрицательной полярности, пропорциональный значению контролируемого параметра (температура, давление и т.д.) и для сравнения унифицированных сигналов с уставками предельных значений параметров. УНС состоит из:

- блоков преобразования (БП) постоянного тока с обычными или искробезопасными входами;

- модулей преобразования (МП на 4 канала каждый) сигналов тока 0 - 20 мА в напряжение 0 -10 В;

- блоков непрерывной сигнализации (БНС) на 40 каналов сигнализации;

- блок питания основной (БПО);

- блок питания резервный (БПР).

Градуировка, предел измерения, искробезопасность и число блоков питания определяется типом и числом датчиков, устанавливаемых на агрегате.

Структурная схема УНС содержит коммутационное поле. Это коммутационное поле позволяет задавать для каждого параметра, необходимое количество установок сигнализации. Подключение сигналов датчиков к блокам преобразования, осуществляется посредством клемных колодок, установленных в изотермических коробках на задней стороне УНС. Изотермическая коробка предназначена для выравнивания температуры холодных спаев термопары и медной катушки, компенсации Э.Д.С. холодных спаев, а также для подключения и пломбирования искробезопасных цепей.

УСО содержит приборы и устройства, преобразующие сигналы от датчиков вибрации, частоты вращения, осевого сдвига ротора нагнетателя и прочее, в унифицированные аналоговые сигналы и дискретные сигналы отключений указанных параметров от норм. Аналоговые сигналы используются в каналах индивидуального и группового представления параметров. Дискретные сигналы, выдаваемые из УСО в устройство логической обработки информации, используются для сигнализации отклонений контролируемых параметров от нормы, автоматического управления и аварийных защит агрегата. В стойке УСО размещаются:

- электронный блок БЭ - 39-2 аппаратуры измерения, вибрации и оборотов ИВ-Д-ПФ;

- счётчик импульсов СИ206-1ХЛ4, 24 В;

- тахометрические системы ТЭ-АКСМ;

- блоки питания БА.07-046;

- блоки питания БА.07-048;

- трансформаторы 220/170 В, Б-13.654.93;

- автоматические выключатели;

- блок контроля питания Б-12.622.86;

- плата контроля Б-15.095.90;

- сигнализатор нормального режима СНР;

Аппаратура измерения вибрации ИВ-Д-ПФ, предназначена для контроля вибрации опор двигателя и силовой турбины. Аппаратура формирует выходные аналоговые сигналы 0-5 В, пропорциональные текущим значениям вибрации, и обобщенные двухпозиционные сигналы предупредительной и аварийной сигнализации, о выходе вибраций за пределы установок. Аналоговые сигналы после преобразования в УНС к уровню 0-10 В, используются в каналах индивидуального и группового представления параметров на ВКУ; двухпозиционные сигналы используются в каналах защит агрегата в соответствии с алгоритмом управления.

Тахометрическая система ТЭ-АКСМ, предназначена для преобразования частоты вращения валов турбины низкого давления (ТНД), высокого давления (ТВД) и силовой турбины (СТ), в электрический аналоговый сигнал 0-10 В, пропорциональный частоте вращения, а также для формирования позиционных сигналов отключения частоты вращения за аварийные уставки, используемые в алгоритме управления агрегатом.

В состав системы ТЭ-АКСМ входят первичные преобразователи (ППТ), размещённые на агрегате, и вторичная аппаратура, размещаемая в УСО, в составе:

- преобразователь частоты в аналоговый сигнал (ПТЛ);

- сигнализатор частоты (ПТС);

- сигнализатор останова (ПТО).

Аппаратура контроля вибросмещения и контроля осевого сдвига, состоит из преобразователя электромагнитного перемещения ВВТ-133, и вторичного прибора, размещённого в УСО. Аппаратура контролирует вибросмещение валов из ферромагнитных хромоникелевых сталей, в диапазоне от 10 до 250 мкм.

Преобразователь ВВТ-133, предназначен для работы во взрывоопасных помещениях всех классов, вторичный прибор, относится к электрооборудованию общего назначения.

Устройство логической обработки информации, предназначено для управления двухпозиционными механизмами в режимах автоматического пуска агрегата, нормального и аварийного останова, аварийной защиты и других операций, заданных алгоритмом управления.

Работа УЛО основывается на следующих принципиальных решениях:

- хранение программы работы в энергозависимом запоминающем устройстве;

- строго последовательное выполнение программы, повторяющееся циклически;

- упрощённое программирование устройства за счёт малого количества команд;

- модульный принцип построения логического контроллера и блока ввода - вывода;

- использование схем и способов резервирования для повышения надёжности выдачи наиболее ответственных выходных воздействий;

- введение аппаратных и программных средств контроля входных и выходных линий связи;

- организация системы резервного питания.

Структурная схема УЛО включает:

- нормализаторы входных высоковольтных и низковольтных двухпозиционных сигналов (Н);

- коммутатор нормализованных высоковольтных и низковольтных входных двухпозиционных сигналов (КДС);

- оперативную память (ОП);

- блок реализации временных задержек - таймер (Т);

- блок логики (БЛ);

- постоянную память (ПП);

- двоичный счётчик адресов ПП (С);

- блок управления (БУ);

- распределитель входных дискретных сигналов (РДС);

- блоки входных реле (БВР);

- модуль связи с УПИ (МС).

Блок логики, оперативная память, таймер и модуль связи с устройством предоставления информации - конструктивно размещены на одной плате и образуют логический процессор (ЛП) - блок экстренного аварийного останова (БЭАО).

Организация управления КС

Организация управления компрессорными цехами непосредственно зависит от типа ГПА, установленных в цехах, и места расположения диспетчерского пункта относительно КС. При использовании ГГПА из-за высокой температуры воздуха в помещении машинного зала местные щиты управления каждым агрегатом не устанавливаются, и вся информация о работе агрегата и управление им осуществляется с главного щита управления, размещенного либо на диспетчерском пункте КС, либо в аппаратной компрессорного цеха. Современная КС многониточного магистрального газопровода является сложным технологическим объектом, в состав которого входят несколько компрессорных цехов (КЦ), связанных общим режимом работы, и различные вспомогательные службы.



Рисунок 8 - Структура управления КС с диспетчерского пульта

[3] Для централизации контроля и управления процессами перекачки газа на каждой КС имеется диспетчерский пункт, с которого осуществляется управление технологическим и энергетическим оборудованием КС, а также прилегающими к КС участками магистрального газопровода (рис. 8). С диспетчерского пункта КС осуществляется управление КЦ, каждый из которых имеет свой главный щит управления. С главного щита управления каждого цеха осуществляется управление ГПА, кранами узла подключения, режимными кранами, вспомогательными службами компрессорного цеха, а также участками магистрального газопровода, прилегающими к КС с линейными кранами, станциями катодной защиты газопровода и ГРС.

2. Расчетная часть

2.1 Расчёт пылеуловителя

Исходные данные для расчёта:

- внутренний диаметр аппарата D = 2000 мм;

- расчётное давление Р = 7,5 МПа;

- исполнительная толщина:

обечайки S = 52 мм.;

днища S1 = 60 мм.;

- прибавка для компенсации коррозии С1 = 3 мм;

- прибавка для компенсации минусового допуска С2 = 1,3 мм;

- прибавка технологическая С3 = 9 мм;

- коэффициент прочности сварных швов ц = 1;

- допустимое напряжение для стали 10 Г 2 при расчётной

- температуре 100 0С [у]= 160 МПа.

Расчёт толщины стенки корпуса

Расчёт толщины стенки корпуса пылеуловителя [8] проводим по формуле:

, [см];

при условии

;

где С = С1 + С2 = 0,3 + 0,13 = 0,43 см.

 см

S = 4,8 + 0,3 = 5,1 см.

Принимаем S = 5,2 см.

Расчёт толщины днища

Расчёт производим по формуле:

, [см];

при условии:

где: Н - внутренняя высота эллиптической части днища, Н = 50 см.

R - радиус кривизны в вершине днища, R = 200 см.

S - толщина обечайки, S = 6 см.

.

>+ C; > 4,74 + 1,33 = 6,07 см.

Принимаем = 6,1 см.

Расчёт элементов укрепления

Расчёт проводим по ГОСТ 24.755 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность укрепления отверстий».

Наибольший допустимый диаметр отверстия, не требующий дополнительного укрепления, определяем по формуле: