Реконструкция компрессорных станций с заменой технологического оборудования

метки: Компрессорный, Станция, Нагнетатель, Давление, Воздух, Топливный, Вращение, Эксплуатация

1.1 Цель исследования — анализ реконструкции компрессорного цеха.

Задачи исследования — исследование — изучение установки нового оборудования, как основного, так и вспомогательного для обеспечения бесперебойной подачи газа по магистральному газопроводу от мест добычи к потребителю.

Объект исследования — цех компрессорной станции «Юбилейный»

1.2 Актуальность темы

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (6 — 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов).

Остальное приходится на электрический и поршневой тип привода.

Мощная и разветвленная система МГ с тысячами установленных на них ГПА, многие из которых выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал КЦ и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

В данной работе предусматривается установка нового оборудования, как основного, так и вспомогательного, что обеспечит бесперебойную подачу газа по магистральному газопроводу от мест добычи к потребителю.

1.3 Нефтяная промышленность РФ: перспективы, особенности развития и основные проблемы

Проблемы нефтяной промышленности России.

Основы проектирования и эксплуатации технологического оборудования (2)

... герметичность уплотнений и соединений форсунки. В качестве технологической жидкости ... привод. С помощью электромеханического привода будет возможность создать условия работы форсунки максимально приближенные к условиям её работы на двигателе и ... по производству сервисного и гаражного оборудования, такими как: Новгородский ... впрыска техническим условиям регулируют степень затяжки пружины форсунки. ...

Нефтяная и газовая промышленность России являются связанными, поэтому им приходится сталкиваться практически с одинаковыми и серьезными проблемами. После кризиса в стране, который прошел в 2009 году, в этой сфере деятельности появилось очень много серьезным негативным последствий. Особенно это отразилось на сейсмических исследованиях, от которых отказалось огромное количество крупных компаний, функционирующих в сфере нефтяной промышленности. Главным регионом, в котором осуществляется добыча нефти, считается Западная Сибирь, однако даже здесь в последнее время наблюдается сокращение добычи нефти, так же как и в Урало-Поволжье. Можно выделить несколько основных проблем, с которыми приходится сталкиваться нефтяной промышленности:

1.Замедление скорости добычи нефти в связи подорожанием этих работ, а также в результате того, что месторождения находятся в труднодоступных местах;

2.Невысокий показатель извлечения нефти, что приводит к нерациональному использованию ресурса;

3.Использование устаревшего и изношенного оборудования и техники в процессе добычи нефти; некачественная утилизация и применение нефтяного попутного газа;

4.Нерациональное применение новых инновационных технологий в процессе добычи нефти.

Однако даже при наличии таких существенных проблем нефтяная промышленность России выпускает качественные нефтепродукты, характеристики которых удовлетворяют требованиям мирового рынка.

Развитие отрасли.

Много внимания со стороны государства уделяется эффективному и рациональному развитию данной сферы деятельности. При этом главным направлением является решение всех многочисленных проблем, а также осуществляется увеличение мощностей крупных компаний. Дополнительно развитие направлено на соединение процессов ручного труда с автоматическими системами, при котором на природу не будет оказываться серьезного негативного воздействия. В результате в настоящее время наблюдается создание новых центров, специализирующихся на добычи нефти на востоке РФ, а также в Каспийском регионе. Создаются новые маршруты для экспорта нефти, а также всевозможных нефтепродуктов. Увеличиваются при этом мощности практически всех нефтеналивных терминалов, а также растут резервы нефтетранспортных мощностей.

Перспективы развития промышленности.

Можно отметить, что существуют хорошие перспективы для того, чтобы нефтяная промышленность в РФ развивалась быстро и качественно. Это обусловлено тем, что в стране имеется большое количество ресурсов нефти, которые при этом являются неразведанными, поэтому можно утверждать, что государство обладает огромными и ценными ресурсами. Специалисты указывают на то, что количество неразведанной нефти во много раз превышает объем, который был получен за все время ее добычи. Поэтому в перспективе ожидается, что будут открываться новые месторождения, которые увеличат количество нефти в стране, что приведет к ее эффективному развитию. Одновременно с этим нефтяная промышленность России постоянно находится под контролем государства, в результате чего в нее постоянно внедряются новейшие и модернизированные технологии и инновации, что приводит к тому, что осуществлять добычу ресурса становится все проще, а сам процесс не занимает много времени. Минтопэнерго России постоянно принимает множество законопроектов и продолжений, которые направлены на стимулирование использования в процессе добычи нефти модернизированных и уникальных методов, которые устранят практически все проблемы, связанные с нефтяной промышленностью.

Нефтяная промышленность Западной Сибири

... нефтяной промышленности страны: открытие первых месторождений сибирской нефти; 3) рассмотрение географии нефтяной промышленности: основные сырьевые базы страны, указание места Западной Сибири в добыче и переработке нефти страны; 4) прогнозирование развития нефтяной промышленности ... т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов[7]. На предприятиях нефтяной промышленности и ...

Также следует выделить, что российские компании, которые работают в сфере добычи нефти, начинают более плотно и эффективно сотрудничать с иностранными фирмами, обмениваясь при этом различными технологиями и инновациями. Это приводит к тому, что к этой сфере деятельности привлекается большое количество иностранного капитала, а также в процессе добычи нефти российские организации используют усовершенствованное оборудование и уникальные технические разработки. При этом все фирмы учитывают топливные балансы, чтобы не увеличить предельно допустимые нормы добычи нефти. Россия — это страна, в которой имеется огромное количество нефти, поэтому можно быть уверенным, что нефтяная промышленность всегда будет высокоэффективной, а при этом будет положительно влиять на развитие страны в целом.

1.4 Что такое реконструкция и компрессорная станция?

Реконструкция — процесс изменения устаревших объектов, с целью придания свойств новых в будущем. Реконструкция, независимо от её содержания, это составная часть планирования.

Компрессорная станция — стационарная или подвижная (другое наименование — передвижная или самоходная) установка, предназначенная для получения сжатых газов. Получаемый сжатый газ или воздух может использоваться как энергоноситель (для пневматического инструмента), сырье (получение отдельных газов из воздуха), криоагент (азот).

Станция состоит из компрессора и вспомогательного (дополнительного) оборудования. Чаще всего компрессорная станция представляет собой блок-бокс, в котором и размещается всё установленное оборудование с обвязкой. Часто станции оснащаются такими системами как — системами пожаротушения, освещения, вентиляции, сигнализации, газоанализа и т.д.

Компрессорные станции (в отличие от компрессорных установок) эксплуатируются на открытом воздухе даже при отрицательных температурах в зимний период времени.

Воздушные компрессорные станции

Сжатый воздух, получаемый от воздушных КС, используются на предприятиях в различных целях:

• подачи воздуха на пневмоприводы дистанционно управляемой трубопроводной арматуры;
• для пуска дизельных электростанций;
• инициализации различных устройств автоматики;
• пневмоиспытаний оборудования;
• подключения в производственных помещениях различных пневмоинструментов (гайковёртов, шлифмашинок и пр.) и др.

для обеспечения сжатым воздухом, высокого и низкого давления, Кузнечно-штамповочного производства агрегатов квазиударного и ударного действия, а также для формирования газовоздушной смеси для работы нагревательных, термических печей.

Для выполнения этих функций применяются системы, в состав которых входят компрессорные станции, ресиверы и трубопроводы подачи сжатого воздуха. В состав самих компрессорных станций могут входить воздушные фильтры, холодильники, масловлагоотделители, адсорберы, электронагреватели, насосы.

Газовые компрессорные станции

Для перекачки природного и нефтяного газа используются специальные компрессорные установки. На магистральных газопроводах устанавливаются газоперекачивающие станции, в которых для привода компрессора зачастую служит турбовальный двигатель, питающийся газом из газопровода — например, газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3У, построенный на базе двигателя НК-12СТ. КПД таких установок высок по сравнению, например, с электрическими, так как нет многоступенчатого преобразования тепловой энергии горения газа в энергию пара, затем в механическую, электрическую с трансформацией в нескольких подстанцияхи только потом во вращение компрессора — с потерями на всех ступенях.

Для заправки природным газом (метаном) автомобилей (как правило, автобусов) существуют газонаполнительные компрессорные станции — АГНКС. На них газ из магистрального газопровода очищается и давление его повышается до требуемых для заправки 20-25 МПа.

2. Основная часть

2.1 Общая часть

2.1.1 Краткая информация о компрессорной станции «Юбилейная»

Компрессорная станция КС расположена на 382-м км системы газопроводов «Пунга-Вуктыл-Ухта-Торжок».

КС состоит из 3-х цехов (очередей).

Цех №2 подключен к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1200 мм, Ру=5,4 МПа); цех №3 к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПа); цех №4 к МГ «Пунга-Ухта-Грязовец» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПа).

Газ высокого давления, из магистральных газопроводов, поступает через входные шаровые краны №7; 7а (Ду 1000) узлов подключения компрессорных цехов, во всасывающие газопроводы-шлейфы, и на входные коллекторы батарей циклонных пылеуловителей (ПУ): 5-и ПУ цеха №2; 6-и ПУ цеха №4, — производительностью 20 млн. нм3/сут каждый и 6-и ПУ цеха №3 (производительность каждого 20 млн. нм3/сут).

В циклонных пылеуловителях газ очищается от механических и жидких примесей. После очистки, газ в цехах №3 и 4 попадает во всасывающий коллектор (Ду 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляются в параллельно работающие 3 группы из 2-х последовательно работающих нагнетателей Н-370-18-1 6-и (3*2) агрегатов ГТК 10-4 (плюс 2 в резерве), где сжимаются до проектного давления 7,4 МПа. Сжатый центробежными нагнетателями, газ под давлением 7,4 МПа поступает в нагнетательный коллектор (Ду 1000) и далее по трубам (Ду 1000) направляется к установкам из 7 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный газ по входным шлейфам (Ду 1000) направляется к узлам подключения, попадая через краны №8; 8а в магистральный газопровод. Для цеха №2: газ после очистки поступает во всасывающий коллектор Ду 700 центробежных нагнетателей Н-300-1,23, 4-х газоперекачивающих агрегатов ГТ-6-750, работающих параллельно 2-я группами по два агрегата, (плюс один ГПА в резерве), где сжимается до проектного давления 5,4 МПа и через выходные шлейфы (Ду 700), и краны №8; 8а узла подключения попадает в магистральный газопровод.

Таблица 1.1. Технологическое оборудование цехов КС «Юбилейная»

№ цеха	Тип АВО	Тип пылеуловителей	Тип агрегатов
2	—	ГП 628 — 4 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=17м3 Д=1,8 м Н=9,2 м	ГТ-6-750 — 5 шт. (Н-300-1,23) Q=19 млн. нм3/сут Pвх=3,7 МПа Pвых=5,5 МПа
3	АВО (Крезо-Луар) — 7 шт. Рраб=7,5 МПа Двых=Двх=400 мм Н=5,1 м	ГП 144 — 6 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=17м3 Д=1,8 м Н=9,2 м Двых=Двх=500 мм	ГТК 10-4 -8 шт. (Н-370-18-1) Q=30 млн. нм3/сут Pвх=5,2 МПа Pвых=7,5 МПа
4	АВО (Крезо-Луар) — 10 шт. Рраб=7,5 МПа Двых=Двх=400 мм Н=5,1 м	ГП 144 — 6 шт. Q=20 млн. нм3/сут Pраб=7,5 МПа V=25м3 Д=2,0 м Н=9,2 м Двых=Двх=500 мм	ГТК 10-4 -8 шт. (Н-370-18-1) Q=30 млн. нм3/сут Pвх=5,2 МПа Pвых=7,5 МПа

2.1.2 Данные о топографии и расположении объекта

Район расположения сети магистральных газопроводов и газопровода Юбилейного ЛПУМГ является частью Вологодской области и проходит по землям Тотемского и других районов. В геоморфологическом отношении описываемая территория приурочена к Печорской низменности Русской платформы. Рельеф местности представляет собой слабо расчлененную равнину и определяется близостью Уральских гор. Рельеф местности изрезан слабо. Большую часть территории занимают темнохвойные леса, лесистость — 82%, болота. Почвы торфянистые, пойменные и дерново-подзолистые темнохвойных лесов.

Регион характеризуется разветвленной сетью рек. Магистральные газопроводы и газопровод-отвод пересекают в основном небольшие реки, такие как Малый Емель, Илыч, ширина русла которых в местах подводных переходов не превышает 30 м (всего 17 рек, не считая более мелких водных преград).

Самыми крупными водотоками, которые пересекает трасса являются р. Печора — 430 м, озеро Вад — 70 м, р. Гудыр-Вож — 42 м, р. Большой Емель — 30 м шириной. В местах переходов нередко наблюдаются размывы и подмывы трубопроводов.

Газопроводы на всем протяжении пересекают 99 болот 1 и 2 типов глубиной до 3-4 метров и общей протяженностью до 25 км. Уровень грунтовых вод повсеместно высокий, а на значительном протяжении поверхностный. Грунты сильно обводнены на протяжении 125 км.

Из ЧС природного характера в регионе возможны лесные и торфяные пожары. Вечно мерзлых грунтов по всей трассе нет.

КС «Юбилейная» расположена на 382 км трассы газопровода Пунга — Вуктыл — Ухта на землях лесохозяйственного назначения в 20 км к югу от г. Вуктыл на левом берегу р. Лэптаель. Абсолютные отметки поверхности участка находятся в пределах от 110 до 115 м.

Площадка КС покрыта почвенно-растительным слоем, мощность которого составляет 0,3 — 0,4 м. Под почвенно-растительным слоем скрыты суглинки с содержанием мелкой гальки. Мощность суглинков достигает глубины 5,0 — 5,5 м. На глубине 5,0 — 5,5 м суглинки подстилаются песчано-гравийно-галечниковыми отложениями. Грунтовые воды вскрыты на глубине 10-15 м. Сейсмоактивность в районе площадок КС-3 не наблюдается.

Характер застройки площадки КС «Юбилейная» — промышленный, малоэтажный. В северной части территории КС в общих зданиях компрессорных цехов №3 и №4 размещены ГПА (агрегаты цеха №2 размещаются в индивидуальных зданиях), технологическое оборудование (пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения газа) располагается на открытых площадках. В южной части расположены здания административно-бытового корпуса, служебно-эксплуатационного, ремонтного блоков, энергоблока, прочие строения.

Высота технологических сооружений КС «Юбилейная» не превышает 23 м, высота зданий не более 16 м.

Осадков выпадает 25 — 53 мм в месяц. Продолжительность залегания снежного покрова составляет в среднем 199 дней. Наибольшая из средних толщина снежного покрова на отрытом месте составляет 98 см, наблюдаемый максимум — 146 см.

Весной преобладают ветры с северной составляющей. Самый теплый месяц лета — июль, его средняя температура + 15,3°С. Максимум температуры может достигать + 35,0°С. Среднее месячное количество осадков составляет 59-71 мм.

Осенью преобладают ветры с южной составляющей. Осень, в общем, теплее весны. Переход средней суточной температуры к отрицательным значениям наблюдается в середине октября. Среднее месячное количество осадков составляет 48 — 75 мм.

2.2 Технологическая часть

2.2.1 Описание технологической схемы цеха до реконструкции

Компрессорные станции предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу.

Они служат управляющим звеном в комплексе сооружений, входяших в состав магистрального газопровода. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.

Компрессорный цех №3 КС обеспечивает компримирование природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу Пунга-Вуктыл-Ухта II очередь диаметром Ду 1400 мм и рабочим давлением 7,5 МПа.

Компрессорный цех оснащен газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 с неполнонапорными нагнетателями Н-370-18-1.

Технологической схемой компрессорного цеха предусмотрены следующие основные процессы:

1.прием газа из магистрального газопровода по двум входным шлейфам Ду 1000 мм;

2.очистка газа перед компримированием;

3.компримирование газа;

4.охлаждение газа после компримирования в аппаратах воздушного охлаждения газа (АВО);

5.подача газа в магистральный газопровод после АВО по двум выходным шлейфам Ду 1000 мм.

Для обеспечения нормальной работы газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4 предусмотрены следующие вспомогательные системы:

1.система подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

2.система маслоснабжения агрегатов;

3.система утилизации тепла отходящих газов;

4.системы отопления, вентиляции, электроснабжения и КиП и А.

Подключение компрессорного цеха №3 к магистральному газопроводу Пунга-Вуктыл-Ухта II очередь осуществляется на узле подключения, расположенного на расстоянии 250 м от ограждения компрессорной станции.

В составе узла подключения предусмотрена следующая технологическая арматура и трубопроводы:

1.кран №20, секущий кран магистрального газопровода. При работе компрессорного цеха находится в закрытом положении, при останове цеха открывается, обеспечивая транспорт газа по газопроводу, минуя компрессорную станцию;

2.входные газопроводы-шлейфы компрессорного цеха Ду 1000 мм с секущими кранами №№7,7а и свечными кранами №№17,17а, обеспечивающими отключение цеха от магистрального газопровода и освобождение коммуникаций цеха от газа;

3.выходные газопроводы-шлейфы компрессорного цеха Ду 1000 мм с секущими кранами №№8,8а, свечными кранами №№18,18а и обратными клапанами, выполняющими аналогичные функции, что и арматура на выходных шлейфах, а так же предотвращающие обратный поток газа.

Газ из магистрального газопровода по двум входным газопроводам-шлейфам Ду 1000 мм поступает на установку очистки газа, где очищается от механических примесей и капельной влаги и двумя потоками направляется на компримирование в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4.

После компримирования газ по нагнетательным коллекторам от параллельно работающих групп нагнетателей направляется на охлаждение к аппаратам воздушного охлаждения. Далее охлажденный газ по двум выходным газопроводам-шлейфам направляется к узлу подключения цеха, попадая через краны №№8,8а в магистральный газопровод.

Четыре группы кранов №№6 образуют пусковой контур цеха, предназначенный для работы агрегатов на кольцо перед загрузкой и остановом, а так же для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на вход цеха. Для выхода цеха на большое станционное кольцо служат краны №№31,32,31.

2.2.2 Краткая характеристика оборудования цеха

Установка очистки газа

Качество очистки компримируемого газа является одним из основных факторов, влияющих на надежность работы газоперекачивающих агрегатов и другого технологического оборудования компрессорной станции. Установка очистки газа от твердых и жидких примесей предусматривается на входе в компрессорную станцию для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов.

Из анализа данных эксплуатации установок очистки транспортируемого газа компрессорной станции магистральных газопроводов следует, что содержащиеся в газе механические примеси могут значительно различаться по величине частиц, фазовому и минералогическому составу.

Максимальное содержание мехпримесей достигается при вводе газопровода в эксплуатацию, а также при ремонте газопроводов и подключении новых ниток.

Газ может содержать газовый конденсат, кондесационную и минерализованную воду, метанол, диэтиленгликоль, масла. Состав твердых частиц:

0ч10 мк. — 5%; 30ч40 мк. — 8%;

10ч20 мк. — 7%; 40ч50 мк. — 10%;

20ч30 мк. — 8%; 50 мк. — 62%.

Содержание твердой фазы в газе среднегодовое до 10 мг/нм3, максимальное до 200 мг/нм3, максимальное содержание жидкой фазы -15 г/нм3.

В соответствии с проектом в цехе №3 установлено 6 циклонных пылеуловителей конструкции ЦКБН ГП 144.00.000 Ду 2000 мм, со штуцерами входа и выхода Ду 500 мм. Обвязка пылеуловителей коллекторная. Продукты очистки и конденсат отводятся в атмосферную емкость — конденсатосборник, расположенную надземно.

2.2.3 Компрессорный цех с агрегатами ГТК-10-4

Компримирование газа в компрессорном цехе №3 осуществляется агрегатами ГТК-10-4 оснащенными неполнонапорными нагнетателями Н-370-18-1, производительностью 30 млн. ст. м3/сут. В цехе установлены 8 агрегатов в том числе 2 агрегата резервные. Агрегаты установлены в общем здании.

Табл. 1.2. Техническое состояние парка ГПА

	Станция №ГПА	Наработка, час.	Мощность/КПД, кВт/%.
			до ремонта
			дата	N/КПД
ГТК-10-4	31	137623	26.12.03	9425/27
	32	123326	23.08.04	8748/25.9
	33	119860	28.12.04	6376/18.8
	34	93159	26.02.05	9112/27.5
	35	106173	17.02.05	8350/27.6
	36	94622	19.01.04	7679/24.5
	37	91857	26.02.02	8130/26.3
	38	73547	01.10.05	7435/23.5

компрессорного цеха, разделенного промежуточной вставкой служебно-производственного назначения на две части, в которых установлены соответственно 6 агрегатов и 2 агрегата ГТК-10-4.

Нагнетатели Н-370-18-1 обвязаны по универсальной схеме обвязки, обеспечивающей параллельно-последовательную их работу — 3 группы нагнетателей работающих параллельно, по два агрегата в группе работающих последовательно. В таблице №1.2 приведена наработка агрегатов ГТК-10-4 установленных в цехе №3 с момента ввода цеха в эксплуатацию.

Назначенный общий ресурс работы агрегатов 100 тыс. часов превышен у 4 агрегатов.

Длительная эксплуатация агрегатов, превышение установленного общего ресурса привели к ухудшению технического состояния агрегатов. Результаты теплотехнических испытаний показывают, что приведенная мощность агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 КС колеблется в пределах 6,3-9,1 МВт, а эффективный К.П.Д. не превышает 26 — 27%.

Анализ технического состояния агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 КС свидетельствует о физическом и моральном старении агрегатов данного типа.

Современный мировой уровень К.П.Д. приводных газотурбинных установок в диапазоне мощностей 16-25 МВт, наиболее оптимальный для оснащения магистральных газопроводов диаметром 1420 мм., характеризуются следующими величинами К.П.Д.:

1.34-35,5% — авиационный тип;

2.30-33% — промышленный безрегенеративный тип;

3.34,5-36,5% — промышленный регенеративный тип.

Дальнейшая эксплуатация агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 при наработках значительно превышающих установленный ресурс, будет сопровождаться дальнейшим ухудшением технического состояния ГПА, перерасходом топливного газа, сокращением межремонтных периодов, и как следствие увеличение затрат на выполнение планово-предупредительных ремонтов.

Снижение располагаемой мощности ГПА, снижение коэффициента готовности ГПА приведет к уменьшению производительности газотранспортной системы ООО «Севергазпром» и снижению надежности транспорта газа, что будет сопровождаться недоподачей объемов транспортируемого газа.

2.2.4 Установка охлаждения газа

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов большого диаметра показал, что в летние периоды эксплуатации в связи с высокой температурой наружного воздуха и грунта транспортируемый газ не успевает охлаждаться до температуры грунта на участках между КС, в результате чего по мере возрастания номера КС происходит повышение средней температуры транспортируемого газа в процессе движения, что увеличивает расход энергии на транспорт газа, в некоторых случаях приводит к потере устойчивости трубы и противокоррозионной изоляции, приводит к разрывам трубопроводов.

В компрессорном цехе №3 для охлаждения газа установлены 7 АВО типа «Крезо-Луар». Температура газа в осенне-весенний период поддерживается на уровне 25-300С, а в летний период эксплуатации определяется и ограничивается температурой наружного воздуха. В связи с тем, что мощности 7 установленных АВО не хватает, возникает необходимость добавления еще 3-х установок.

2.2.5 Трубы, арматура, соединительные детали трубопроводов

Диаметры технологических трубопроводов выбраны на основании гидравлических расчетов из условий допустимых скоростей:

1.для газа 10-20 м/с;

2.для жидкостей — на всасе насосов до 1 м/с, на нагнетании до 2 м/с.

Согласно СНиП 2.05.06-85*технологические трубопроводы в пределах площадки КС предусмотрены как участки категории «В» с коэффициентом работы m=0,6.

При выборе материалов труб и соединительных деталей в проекте в соответствии со СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» приняты:

1.температура наиболее холодной пятидневки — минус 450С;

2.температура наиболее холодного периода — минус 270С.

Ударная вязкость металла труб и соединительных деталей, находящегося под воздействием рабочего давления, принята в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

Трубы диаметром 426 мм и ниже применены из стали 09Г2С по ТУ 14-3-1128-00. Трубы диаметром 530 мм и выше приняты из стали 10Г2ФБЮ по ТУ 14-3-1573-99.

Толщины стенок определены согласно рекомендациям СНиП 2.05.06-85*.

Для повышения степени надежности обвязки нагнетателя трубопроводы от коллектора до нагнетателя по всасу, нагнетанию и пусковому контуру приняты с утолщенной стенкой.

Поставка труб заводом-изготовителем производится с обязательным выполнением следующих требований:

1.трубы отечественного производства должны поставляться с гарантией по химическому составу и механическим свойствам. Поставка труб по ГОСТ 8731-74, ГОСт 8733-74 группы Б из канатной заготовки;

2.величины давлений гидроиспытаний труб на заводах-изготовителях должны быть определены в соответствии с указаниями СНиП 2.05.06-85*, а также соответствующих ГОСТ и ТУ на трубы;

3.трубы Ду 700, Ду 1000 мм для подземных трубопроводов должны поставляться с заводским трехслойным антикоррозийным покрытием.

В обвязке технологического оборудования проектом предусмотрена отключающая арматура Ду 50-1000 мм для природного газа на давление Ру 8,0 МПа.

Выбор арматуры выполнен с учетом максимального рабочего давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает арматура в процессе эксплуатации. Арматура, устанавливаемая на открытых площадках принимается в исполнении «ХЛ», в отапливаемых помещениях в исполнении «У» из углеродистой стали.

Вся запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах газа принимается по классу герметичности А по ГОСТ 9544-93.

Детали трубопроводов должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*. Соединительные детали трубопроводов заводского изготовления в соответствии с ТУ 102-488-95 и ГОСТ 17375-01 — ГОСТ 17379-01.

В зависимости от диаметра и способа прокладки трубопроводов приняты следующие исполнения соединительных деталей:

1.для Ду 700-1000 мм исполнение «ХЛ» согласно ТУ 102-488-95;

2.для Ду 50-400 мм из стали 09Г2С согласно ГОСТ 17375-01 — 17379-01.

Все соединительные детали должны быть термообработаны в заводских условиях и испытаны гидравлическим давлением, равным 1,5 рабочего давления.

2.2.6 Расчет компрессорного цеха №3 КС «Юбилейная» до реконструкции

Режим работы компрессорного цеха с неполнонапорным нагнетателям

Производительность нагнетателя 370-18-1 с приводом от ГТК-10-4, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и давлении Р=0,1013 МПа

(1.1)

Давление газа на входе в КЦ

, (1.2)

где Pвс — давление на всасе КЦ, МПа;

• Pк — конечное давление на участке газопровода, МПа;
• Pк = 4,98 МПа;

• потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа;
• Для одноступенчатой очистки и газопроводов Ш1420 МПа.

Pвс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.

Температура газа на входе в КЦ

Твс = Тк = 274,45 К.

Коэффициент сжимаемости газа

Определяем коэффициент сжимаемости zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения приведенных температуры Tпр и давления Pпр.

, (1.3)

где Рпр — приведенное давление.

, (1.4)

где Тпр — приведенная температура.

Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр, (1.5)

где Ркр — критические давление газа, Мпа;

• Ткр — критические температура газа, К;

Критическая температура газа Ткр, К находится по формуле:

Ткр = , (1.6)

где Ткрi — критическая температура i-го компонента газа, К.

Подстановка в формулу (1.6) даёт:

Ткр = 0,9716

• 190,66 + 0,0132
• 305,46 + 0,0047
• 369,90 + 0,0079
• 126,20 + 0,0001
• 304,26 = 192,04 К.

Найдем критическое давление газа Ркр, МПа по следующей формуле:

Ркр = , (1.7)

где Ркрi — критическое давление i-го компонента газа, МПа.

Ркр = 0,9716

• 4,640 + 0,0132
• 4,884 + 0,0047
• 4,255 + 0,0079
• 3,394 + 0,0001
• 7,386 = 4,62 МПа.

Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;

• Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;

;

Газовая постоянная компримируемого газа

, (1.8)

где R — газовая постоянная компримируемого газа, кг?м/кг?К;

• ?ст — относительная плотность воздуха при стандартных условиях; ?ст = 0,568.

;

• , (1.9)

где Rв — газовая постоянная воздуха, Дж/кг К; Rв=286,8 Дж/кг?К.

=286,8/0,568=504,9 Дж/кг?К.

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

, (1.10)

где Рвс — плотность газа в условиях входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.

кг/м3

По формуле (1.11) находим объёмную производительность

Объёмная производительность нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К

(1.11)

где Qоб — объёмная производительность нагнетателя, м3/мин;

• Qк — производительность нагнетателя, м3/мин.

м3/мин.

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,9nн. Следовательно n = 4320 об/мин.

По формуле (1.12) находим приведенную объёмную производительность Приведенная объёмная производительность

, (1.12)

где Qпр — приведенная объемная производительность, ;

• Qоб — объёмная производительность нагнетателя, м3/мин.

По формуле (1.13) находим приведенную частоту вращения ротора нагнетателя

Приведенная частота вращения ротора нагнетателя

, (1.13)

где [n/nн]пр — приведенная частота вращения ротора нагнетателя

n — выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

• zпр, Тпр, Rпр — параметры газа из характеристики, составленной для данного нагнетателя;

• zвс, Твс, R — параметры газа в нагнетатель.

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. находим, что Qпр = 1,185.

Приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя и политропический КПД. Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от Qпр:

• где — приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя, ;
• политропический КПД.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем

, (1.14)

где Ni, — внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, кВт.

По формуле (1.14) находим внутреннюю мощность, потребляемая нагнетателем

По формуле (1.15) находим мощность потребляемую нагнетателем мощность, потребляемая нагнетателем

Согласно , мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

, (1.15)

где ?м — механический КПД. Для нагнетателя 380-18-1 ?м = 0,99.

;

Согласно [2], мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

N = Ni + Nмех, (1.16)

где Nмех — механические потери мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 380-18-1 Nмех = 100 кВт.

N = 6207 + 100 = 6307 кВт.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

, (1.17)

где Qпрmin — это минимальное значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики, Qпрmin = 250 м3/мин.

Находим располагаемую мощность ГТУ

, (1.18)

где — располагаемая мощность ГТУ, кВт;

• номинальная мощность ГТУ, кВт, = 10000 кВ

Кн — коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, Кн = 0,9;

• Кt — коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, Кt = 1;
• Коб — коэффициент, учитывающий влияние антиобледенения системы, Коб = 1,04;

• Ку — коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлоп ных газов, Ку = 1,01;

• Т3 — расчётная температура, К;
• Тзн=288 К;
• кВт.

Исходя из полученного значения видно, что условия выполняются, то есть:

; ;

;

• По формуле (1.19) находим давление нагнетателя

Рвых = Рвс , (1.19)

где Рвых — давление на выходе из нагнетателя, МПа.

Рвых = 4,86 *1,185 = 5,8 МПа.

По формулам (1.20) и (1.21) находим температуру газа на выходе из ЦБН

, (1.20)

где Твых — температура газа на выходе из ЦБН, К;

• повышение температуры при компримировании, К.

(1.21)

К.

По формуле (1.22) и (1.23) находим расход топливного газа 1 ГПА

, (1.22)

где qтг — расход топливного газа на КЦ, тыс. ст. м3/час;

• номинальный расход топливного газа, тыс. ст. м3/час;
• , (1.23)

где — — низшая теплотворная способность газа, ккал/ст. м3; = 7990,9 ккал/ст. м3;

• номинальный КПД ГПА; =0,265

тыс. ст. м3/час;

4,06 тыс. ст. м3/час;

Режим работы с полнонапорным нагнетателем

Определяем давление во второй нагнетатель

Рвс 2 = Рвых 1 — (0,0150,025) = 5,8 — 0,015 = 5,785 МПа,

где 0,0150,025 — потери в обвязке при переходе из первого нагнетателя во второй, МПа.

Определяем температуру на всасе во второй нагнетатель

Твс 2 = Твых 1 = 287,79

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

кг/м3;

• По формуле (1.11) находим объёмную производительность

м3/мин.

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,97nн. Следовательно n = 4656 об/мин.

По формуле (1.12) находим приведенную объёмную производительность

По формуле (1.13) находим приведенную частоту вращения ротора нагнетателя

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. Из графика находим, что ? = 1,21

Приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя и политропический КПД Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от Qпр:

По формуле (1.14) находим внутреннюю мощность, потребляемая нагнетателем

По формуле (1.15) находим мощность потребляемую нагнетателем

;

• N = 8278 + 100 = 8378 кВт.

В результате расчетов получили

; ;

; .

Удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа

По формуле (1.19) находим давление нагнетателя

Рвых 2 = 5,8?1,21= 7,018 МПа.

По формуле (1.20) и (1.21) находим температуру газа на выходе из ЦБН

К.

По формуле (1.22) находим расход топливного газа 1 ГПА

4,06 тыс. ст. м3/час.

Суммарный расход топливного газа

= (2,91 + 3,54)*3=19,35 тыс. ст. м3/час.

2.2.7 Расчет КЦ №3 после реконструкции

Определение режима работы компрессорного цеха с полнонапорными нагнетателями

Производительность нагнетателя 398-22-1 с приводом от ГПА-16МГ90Р, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и давлении Р=0,1013 МПа

(1.24)

где Q — необходимая производительность, млн. ст. м3/сут; Q=90,2 млн. ст. м3/сут;

• n — количество рабочих полнонапорных нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность, n = 3.

Давление газа на входе в КЦ

, (1.25)

где Pвс — давление на всасе КЦ, МПа;

• Pк — конечное давление на участке газопровода, МПа;
• Pк = 4,98 МПа;

• потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа;
• Для одноступенчатой очистки и газопроводов Ш1420 МПа.

Pвс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.

Температура газа на входе в КЦ

Твс = Тк = 274,45 К.

Коэффициент сжимаемости газа

Определяем коэффициент сжимаемости zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения приведенных температуры Tпр и давления Pпр.

, (1.26)

где Рпр — приведенное давление.

, (1.27)

где Тпр — приведенная температура.

Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр, (1.28)

где Ркр — критические давление газа, Мпа;

• Ткр — критические температура газа, К;

Критическая температура газа Ткр, К находится по формуле:

Ткр = , (1.29)

где Ткрi — критическая температура i-го компонента газа, К.

Подстановка в формулу (1.28) даёт:

Ткр = 0,9716

• 190,66 + 0,0132
• 305,46 + 0,0047
• 369,90 + 0,0079
• 126,20 + 0,0001
• 304,26 = 192,04 К.

Найдем критическое давление газа Ркр, МПа по следующей формуле:

Ркр = , (1.29)

где Ркрi — критическое давление i-го компонента газа, МПа.

Подставим численные значения в формулу (1.29) и получим:

Ркр = 0,9716

• 4,640 + 0,0132
• 4,884 + 0,0047
• 4,255 + 0,0079
• 3,394 + 0,0001
• 7,386 = 4,62 МПа.

Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;

• Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;

;

Газовая постоянная компримируемого газа

, (1.30)

где R — газовая постоянная компримируемого газа, кг?м/кг?К;

• ст — относительная плотность воздуха при стандартных условиях;
• ст = 0,568.

;

• где Rв — газовая постоянная воздуха, Дж/кг?К; Rв=286,8 Дж/кг?К.

=286,8/0,568=504,9 Дж/кг?К.

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель

, (1.31)

где Твс — плотность газа в условиях входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.

кг/м3

Объёмная производительность нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К

(1.32)

где Qоб — объёмная производительность нагнетателя, м3/мин;

• Qк — производительность нагнетателя, м3/мин.

Объёмная производительность приведенная к начальным условиям построения газодинамической характеристики:

(1.33)

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим, что nн = 5300 об/мин. Задаёмся n = 0,95nн. Следовательно nпр = 5035 об/мин.

(1.34)

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Q и n. Из графика находим, что ? = 1,44.

Политропический КПД нагнетателя зпол = 0,86

Приведенная внутренняя мощность нагнетателя N, кВт

, => (1.35)

кВт

где Pнач = Pк/е = 7,45/1,44 = 5,17 МПа

Согласно п. 51-1-85 ОНТП, мощность N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:

N = Nвс + Nмех, (1.36)

где Nмех — механические потери мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 398-22-1 Nмех = 250 кВт.

N = 14591 + 350 = 14841 кВт.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

, (1.37)

где Qпрmin — это минимальное значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики, Qпрmin = 450 м3/мин.

Сравнивая полученную потребляемую мощность нагнетателя N = 14841 кВт с номинальной мощностью Neн = 16000 кВт, мы получаем следующее: N < Neн; 14841 < 16000.

Необходимо выполнить расчёт располагаемой мощности , кВт, исходя из условий:

; .

Располагаемая мощность

, (1.38)

где — располагаемая мощность ГТУ, кВт;

• номинальная мощность ГТУ, кВт, = 16000 кВт;
• Кн — коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, Кн = 0,95;

• Кt — коэффициент, влияние температуры наружного воздуха, Кt = 3,4;

• Коб — коэффициент, учитывающий влияние антиобледелительной системы, Коб = 1;

Ку — коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, Ку = 1

Т3 — расчётная температура, К;

• Т3 = Ta+ Ta, (1.39)

где Ta — средняя температура воздуха в рассматриваемый период, К; Ta=281,86 К;

• Ta — поправка на изменчивость климатических параметров, К;
• ?Ta=5 К;

• Т3=281,86 + 5 = 286,86 К;
• Тзн — номинальная температура воздуха перед ГТУ, К;
• Тзн=288 К;

• Рат — расчётное давление наружного воздуха, МПа, Ра = 0,0998 МПа.

кВт.

Исходя из полученного значения видно, что условия выполняются, то есть:

; ;

; .

Давление нагнетателя

Рвых = Рвс , (1.40)

где Рвых — давление на выходе из нагнетателя, МПа.

Рвых = 4,86 * 1,44 = 7,0 МПа.

Температура газа на выходе из ЦБН

, (1.41)

где Твых — температура газа на выходе из ЦБН, К;

• повышение температуры при компримировании, К.

(1.42)

К.

Расход топливного газа 1 ГПА

, (1.43)

где qтг — расход топливного газа на КЦ, тыс. ст. м3/час;

• номинальный расход топливного газа, тыс. ст. м3/час;
• , (1.44)

где — — низшая теплотворная способность газа, ккал/ст. м3; = 7990,9 ккал/ст. м3; номинальный КПД ГПА; =0,34.

тыс. ст. м3/час;

5,06 тыс. ст. м3/час;

Общий расход газа для трех ГПА

= 4,73 * 3= 14,19 тыс. ст. м3/час.

2.3 Организационная часть

2.3.1 Анализ технических решений по реконструкции

Модернизация ГПА и реконструкция компрессорных станций в связи с необходимостью обеспечения транспорта перспективных потоков газа, технической и экологической безопасности работы газотранспортных систем, а так же экономии материальных и энергетических ресурсов в процессе эксплуатации, является одной из важнейших задач как для всей газовой отрасли так и для ООО «Севергазпром».

Для принятий оптимальных решений по повышению технологического уровня ГПА и выбора оптимального варианта реконструкции компрессорных станций при минимальном уровне строительно-монтажных работ и капитальных вложений выполнен анализ технических решений и проектов реконструкции компрессорных цехов.

Основные решения на реконструируемых КС вытекают из следующих способов и вариантов реконструкции:

1.повышение технического уровня ГПА путем замены физически изношенных его систем. Такой подход целесообразен в том случае, если в реконструкцию ГПА вносятся принципиальные изменения, улучшающие технико-экономические показатели агрегатов, например, внедряется регенерация тепла выхлопных газов. В том случае, когда технико-экономические показатели не улучшаются, а только восстанавливаются до исходных значений, такой подход к реконструкции является неприемлемым.

2.реконструкция агрегатов путем замены малоэффективных газотурбинных приводов на современные приводы судового и авиационного типа. Этот способ наименее трудоемкий и капиталоемкий, так как реконструкции подлежит только привод, а компрессор и нагнетатель с обвязкой остаются неизменными. Такой способ наиболее приемлем для КС оснащенных ГПА с полнонапорными нагнетателями. Основой реализации указанного направления является наличие серийного производства современных газотурбинных приводов, а так же освоенного производства сменных проточных частей центробежных нагнетателей, так как во многих случаях в связи с изменением режимов эксплуатации КС требуется реконструкция нагнетателей с целью уменьшения или увеличения производительности.

3.реконструкция цехов КС, расположенных в капитальных зданиях, путем установки полнонапорных центробежных нагнетателей и современных приводных турбин. К преимуществам такой схемы реконструкции относятся следующие особенности:

4.использование существующих зданий и фундаментов, что обеспечивают экономию капитальных вложений на 11%, а объем строительных работ уменьшатся на 30% по сравнению с новым строительством;

5.не требуется отвод земельного участка под строительство (2 -2,5 Га);

6.используется часть оборудования реконструируемой КС (склад масел, воздухоприемные и газовыхлопные системы, трубопроводы и арматура и т.д.);

7.повышается надежность работы КС за счет применения более надежной параллельной схемы подключения агрегатов;

8.уменьшаются потери газа и повышается эффективный расход топлива КС на 3 — 4% за счет равномерной загрузки всех ГПА, так как при последовательно-параллельной схеме подключения агрегатов первые ГПА, как правило, загружены меньше, чем вторые. При указанной схеме, для обеспечения транспорта заданных объемов газа, реконструкция выполняется в несколько этапов, заключающихся в последовательной замене ГПА при работающей компрессорной станции.

Строительство новых компрессорных цехов, оснащенных высокоэффективными ГПА. Этот способ реконструкции применим в том случае, если имеется свободная площадка в районе действующей КС, а остановка КС или вывод некоторых ГПА невозможны по режиму работы магистрального трубопровода.

Конструктивные особенности ГПА для реконструируемых КС должны отвечать ряду требований:

1.объем строительно-монтажных работ должен быть минимальным, а монтируемое оборудование должно устанавливаться на существующие фундаменты и стыковаться с уже имеющимся оборудованием КС.

2.параметры основного оборудования должны соответствовать режимам работы КС. При замене установленных ГПА на агрегаты повышенной единичной мощности необходима модернизация проточных частей установленных ЦБН.

3.масса оборудования или его отдельных модулей должна позволять осуществлять монтаж существующими грузоподъемными средствами.

4.технико-экономический уровень оборудования должен соответствовать современному уровню.

Исходя из соображений минимизации капиталовложений и поддержания заданного режима работы цеха №3 в дипломном проекте выбран вариант поэтапной реконструкции без остановки или уменьшения транспорта газа.

На первом этапе реконструкции устанавливаются в двухтурбинной части цеха 2 агрегата ГПА-16МГ90 с полнонапорными нагнетателями 398-22-1, 3 аппаратов воздушного охлаждения. На втором этапе установим 2 агрегата ГПА-16МГ90 с полнонапорными нагнетателями 398-22-1, в шеститурбинной части компрессорного цеха №3.

2.3.2 Описание технологических решений по реконструкции КЦ №3

На первом этапе реконструкции КС предусматривается установка 2-х агрегатов ГПА-16МГ90 с нагнетателями 398-22-1. Агрегат состоит из газотурбинного судового конвертированного двигателя ДГ90Л2.1 мощностью 16 МВт и центробежного нагнетателя 398-22-1 с конечным давлением 7,4 МПа и номинальной степенью сжатия 1,5. Агрегаты устанавливаются в 2-х турбинной части цеха на фундаменты старых агрегатов.

Газовая обвязка нагнетателя выполняется по коллекторной схеме для параллельной работы агрегатов коллектора всасывания и нагнетания агрегатов приняты из труб Ду 1000 мм и прокладываются подземно.

Газ к входному патрубку нагнетателя ГПА подается по надземному входному трубопроводу Ду 1000 мм. На входном трубопроводе установлены:

1.входной отсечной кран Ду 1000 мм (кран №1);

2.байпас крана №1 Ду 80 с пневмоприводом (кран №4) и ручными кранами и дроссельная шайба;

3.люк-лаз хомутовый Ду 1000/500 с защитной решеткой.

Скомпримированый газ от выходного патрубка нагнетателя в подземный коллектор нагнетания Ду 1000 мм подается по надземному выходному трубопроводу Ду 1000 мм, на котором установлены:

1.выходной отсечной кран Ду 1000 (№2);

2.обратный клапан Ду 1000;

3.люк-лаз хомутовый Ду 1000/500.

В обвязке каждого ГПА предусмотрена линия пускового контура Ду 500, предназначенная для подачи технологического газа от выхода нагнетателя на вход цеха перед пылеуловителями при пуске и останове ГПА, а также при перепуске газа из линии нагнетания на всас при антипомпажном регулировании. Для регулирования работы нагнетателя на режимах пуска и останова, а также защиты его от помпажа в процессе работы, на линии пускового контура предусмотрена установка антипомпажного регулирующего клапана фирмы «Моквелд» 16» (Ду 400).

Трубопровод пускового контура ГПА Ду 500 мм подключаются к пусковому коллектору Ду 700, который соединяется с выходным трубопроводом цеха перед пылеуловителями.

В выходной патрубок от нагнетателя ГПА предусматривается врезка свечного трубопровода с краном №5, предназначенная для продувки и сброса газа из контура на свечу при пуске и останове ГПА. Трубопроводы сброса газа выводятся на 25 м за ограждения станции, с установкой на продувных свечах шумоглушителей, для снижения шумового воздействия при сбросе газа. Для удобства обслуживания кранов газовой обвязки нагнетателей вдоль агрегатов предусматривается проходной мостик.

2.3.3 Расчет пылеуловителей КЦ «Юбилейная»

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе в компрессорную станцию следует предусматривать установки очистки газа от твердых и жидких примесей. Количество твердых и жидких примесей в газе после очистки не должно превышать допустимую норму по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

В настоящее время на КС применяются масляные и циклонные пылеуловители.

Наиболее применяемыми являются циклонные пылеуловители: на вводимых в эксплуатацию КС предусматривают циклонные сепараторы различных типов, а на существующих КС масляные пылеуловители реконструируют или меняют на циклонные.

Очистку следует предусматривать в одну степень — в пылеуловителях.

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м3. На о КС «Юбилейная» установлены циклонные пылеуловители ГП 144.000.00, Ду = 2000 мм, на рабочее давление 7,5 МПа.

Пропускная способность одного пылеуловителя определяется по формуле:

, (1.45)

где Qп — пропускная способность одного ПУ, млн. ст. м3/сут;

• Q — количество газа перед ПУ, Q = 92,7 млн. ст. м3/сут;
• n — количество ПУ;

Установлено 6 аппаратов:

• млн. ст. м3/сут;

Нагрузка на 6 ПУ не выходит за пределы минимальной производительности

млн. ст. м3/сут;

• При отключении одного из ПУ нагрузка на оставшиеся не выходит за пределы их максимальной производительности.

После введения в работу новых агрегатов, как мы видим по расчету, установка дополнительных пылеуловителей не требуется.

2.3.4 Установка подготовки топливного и импульсного газа

Для обеспечения топливным газом давлением 30 кгс/см агрегатов ГПА-16МГ90 (пуск агрегатов осуществляется электродвигателями), а также импульсным газом для управления пневмогидроприводными кранами цеха и газом на собственные нужды, проектом предусматривается установка подготовки газа с использованием блоков разработки ДОАО «ЦКБН».