Экономические преимущества газа как топлива и химического сырья


ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Обзор и анализ существующих и перспективных газоперекачивающих агрегатов аналогичным проектируемому
1.2. Обоснование выбора направления и основных параметров ГПА для магистральных газопроводов КС
1.3.Совремееное состояние трубопроводного транспорта природного газа
1.4. Режимы и показатели работы ГПА на компрессорных станциях
1.5 Принципиальная схема технологических коммуникации КС, оснащенной центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок
1.6 Компоновка основных элементов газотурбинных ГПА
1.7 Краткое описание конструкции ГПА и его элементов
1.7.1 Входные устройства
1.7.2 ДИФФУЗОРЫ
1.7.3 Роторы. Осевые усилия. Соединительные муфты
1.7.4 Корпус
1.7.5 Подшипники и уплотнение
1.7.6 Обратные направляющие аппараты. Сборные камеры.
1.7.7 Система маслоснабжения агрегата.
1.7.8 Система автоматического регулирования и управления ГПА
1.7.9 Устройства защиты ГПА.
1.8 Потентный анализ
1.8.1.Турбокомпресор
1.8.2. Уплотнение горизонтального вала центробежного компрессора
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1. Расчет основных параметров работы и показателей работы компрессорных станций магистральных газопроводов с ГПА
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Расчет затрат в сфере эксплуатации
5 ОХРАНА ТРУДА
5.1 Здание компрессорной станции
5.2 Размещение и установка компрессоров
5.3 Смазка компрессоров
5.4 Техника безопасности при эксплуатации и ремонте компрессорного оборудования
6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
6.1 Анализ воздействия производства на компоненты биосферы
6.2 Организационные мероприятия
6.3 Технические мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Экономические преимущества газа как топлива и химического сырья в сочетании с большими его запасами создали прочную основу для быстрого развития газовой промышленности. Но из-за большой удаленности газовых месторождений нашей страны от основных центров потребления до сих пор остается актуальным вопрос транспортировки природного газа на большие расстояния. Острый недостаток в ГТУ, специально созданных для работы на газопроводах, привел к тому, что в настоящее время на компрессорных станциях используется большое число газотурбинных установок различных схем и конструкций: стационарные, транспортные, авиационные, судовые, с регенерацией или без регенерации теплоты отходящих газов. Все эти установки вместе с центробежными нагнетателями получили название газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, который является определяющим видом привода на газопроводах по числу установленных агрегатов и по их суммарной мощности. Более 80 % всей установленной мощности на газопроводах составляют газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом. Данный дипломный проект являет собой проектирование газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом для компрессорной станции магистральных газопроводов производительностью 320м/мин и давлением 5,5 МПа.
1.Ревзин.Б.С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты.-М.: Недра, 1987.-198 с.
2.Поршаков.В.П. Газотурбинные установки. Учебник. М.: Недра, 1992.-238с.
3.Волков.М.М. Михеев.А.Л., Конев.К.А. Справочник и доп. Работника газовой промышленности. 2-е издание.-М: Недра, 1989.
4.Седых.З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.-М.: Недра,1990.
5. Тулеуов.К.Т. Расчет термодинамических и основных параметров газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.
Часть 1. Расчет термодинамических и основных параметров газотурбинных установок. Методические указания по курсовой работе и дипломному проектированию по газотурбинной установке.(для студентов очного и заочного обучения специальности 2003).-Алматы.:КазНТУ, 2002-33с.

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Дипломная работа
Объем: 78 страниц
Цена этой работы: 1300 теңге
В избранное:   





ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Обзор и анализ существующих и перспективных газоперекачивающих
агрегатов аналогичным проектируемому
1.2. Обоснование выбора направления и основных параметров ГПА для
магистральных газопроводов КС
1.3.Совремееное состояние трубопроводного транспорта природного газа
1.4. Режимы и показатели работы ГПА на компрессорных станциях
1.5 Принципиальная схема технологических коммуникации КС, оснащенной
центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок
1.6 Компоновка основных элементов газотурбинных ГПА
1.7 Краткое описание конструкции ГПА и его элементов
1.7.1 Входные устройства
1.7.2 Диффузоры
1.7.3 Роторы. Осевые усилия. Соединительные муфты
1.7.4 Корпус
1.7.5 Подшипники и уплотнение
1.7.6 Обратные направляющие аппараты. Сборные камеры.
1.7.7 Система маслоснабжения агрегата.
1.7.8 Система автоматического регулирования и управления ГПА
1.7.9 Устройства защиты ГПА.
1.8 Потентный анализ
1.8.1.Турбокомпресор
1.8.2. Уплотнение горизонтального вала центробежного компрессора
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1. Расчет основных параметров работы и показателей работы
компрессорных станций магистральных газопроводов с ГПА
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Расчет затрат в сфере эксплуатации
5 ОХРАНА ТРУДА
5.1 Здание компрессорной станции
5.2 Размещение и установка компрессоров
5.3 Смазка компрессоров
5.4 Техника безопасности при эксплуатации и ремонте компрессорного
оборудования
6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
6.1 Анализ воздействия производства на компоненты биосферы
6.2 Организационные мероприятия
6.3 Технические мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Экономические преимущества газа как топлива и химического сырья в
сочетании с большими его запасами создали прочную основу для быстрого
развития газовой промышленности. Но из-за большой удаленности газовых
месторождений нашей страны от основных центров потребления до сих пор
остается актуальным вопрос транспортировки природного газа на большие
расстояния. Острый недостаток в ГТУ, специально созданных для работы на
газопроводах, привел к тому, что в настоящее время на компрессорных
станциях используется большое число газотурбинных установок различных
схем и конструкций: стационарные, транспортные, авиационные, судовые, с
регенерацией или без регенерации теплоты отходящих газов. Все эти установки
вместе с центробежными нагнетателями получили название газоперекачивающих
агрегатов с газотурбинным приводом, который является определяющим видом
привода на газопроводах по числу установленных агрегатов и по их суммарной
мощности. Более 80 % всейустановленной мощности на газопроводах
составляют газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом. Данный
дипломный проект являет собой проектирование газоперекачивающего агрегата с
газотурбинным приводом для компрессорной станции магистральных газопроводов
производительностью 320ммин и давлением 5,5 МПа.

1 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Обзор и анализ существующих и перспективных газоперекачивающих
агрегатов аналогичным проектируемому

На газопроводах в качестве энергопривода компрессорных станций в
основном эксплуатируются газомотокомпрессоры (ГМК) - поршневые компрессоры
с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, работающих на
газе, электродвигатели и газотурбинные установки различных схем и
конструкций для привода центробежных нагнетателей природного газа.
Используются, правда крайне редко, газоперекачивающие агрегаты, созданные
на базе парового цикла, центробежные нагнетатели с приводом от паровых
турбин и поршневые компрессоры с приводом от газовых турбин.
Газотурбинный привод как основной вид энергопривода компрессорных
станций по мощности в настоящее время распределяется (в%) следующим
образом: стационарные ГТУ-69,3; ГТУ авиационного типа-23,9; привод от
судовых ГТУ-6,8.
Вид привода на КС в основном определяется пропускной способностью
газопровода. Для газопроводов небольшой пропускной способности (менее 20-30
млн.мсут) на КС целесообразно использовать поршневые газомотокомпрессоры,
для газопроводов с пропускной способностью свыше 20-30млн.мсут наиболее
эффективными оказываются центробежные нагнетатели с приводом от
газотурбинных установок или электродвигателей.
Газомотокомпрессоры – сравнительно тихоходные машины с частотой
вращения 300-350обмин. Они имеют высокий к.п.д.привода (35-38%),
возможность получения большой степени сжатия, а также приемлемые внешние
характеристики. К недостаткам ГМК следует отнести прежде всего малую
агрегатную мощность и подачу, сложность конструкции, большую
металлоемкость, относительно небольшой моторесурс (до 45-50 тыс.ч),
простоте автоматизации и управления технологическими процессами
компрессорных станций, сократить численность обслуживающего персонала
сравнительно с КС, оборудованных газомотокомпрессорами на 20-30%, и
улучшить условия труда рабочих. Электроприводые газоперекачивающие агрегаты
характеризуются пониженной пожарной опасностью, независимостью мощности
энергопривода от времени эксплуатации. Пуск центробежного компрессора от
электрического двигателя осуществляется быстро и относительно просто.
К недостаткам ГПА с электроприводом следует отнести необходимость
относительно дешевой электроэнергии в районе КС, слабую приспособленность
этого вида привода к переменным режимам работы из-за постоянства частоты
вращения двигателя. Отсутствие в непосредственной близости от КС
электроэнергии вынуждает строить линии электропередач и соответствующие
системы энергообустройства, что связано с большими капитальными затратами.
Все это практически и сдерживает развитие электроприводных ГПА, которые и
сооружают только в районах с дешевой и доступной для использования
электроэнергией.
На КС газопроводов относительно широкое распространение получили
стационарные газотурбинные установки с регенерацией и без регенерации
теплоты отходящих газов, конвертированные авиационные и судовые установки,
комбинированные ГТУ, состоящие из авиационного двигателя, выполняющего роль
газогенератора, и стационарной силовой турбины.
Газотурбинные установки по сравнению, например, с
газомотокомпрессорами имеют более простую конструкцию, позволяют
значительно концентрировать мощность в одном агрегате, относительно просты,
полностью уравновешены, хорошо подаются автоматизации, имеют малый удельный
вес на единицу мощности и относительно небольшие габаритные размеры.
Основные недостатки современных ГТУ- их низкая экономичность(к.п.д. не
более 26-30%) и сильное влияние переменного режима работы на к.п.д. ГТУ, а
следовательно, и на расход газа на нужды КС. Газотурбинные установки по
сравнению с электроприводом – это автономный вид привода КС. Они хорошо
работают на том же газе, который и перекачивают.
Применение в целом ряде случаев на КС авиационных газотурбинных
двигателей позволяет создать мобильные газоперекачивающие агрегаты без
сооружения громоздких и дорогих помещений для компрессорных цехов с
относительно высоким к.п.д. на валу машины.
Для компрессорных станций магистральных газопроводов разработаны
компрессорные установки с различной мощностью(в кВт) привода: 4000, 6000,
10000, 12000(для электроприводных ГПА), 16000 и 25000 кВт. Нормальный ряд
мощностей для КС определяется несколькими параметрами и прежде всего
давлением транспортируемого газа, диаметром газопровода, соотношением
давлений сжатия по компрессорной станции. Мощность единичных агрегатов
связана с приведенными ранее параметрами примерно такой зависимостью: для
газопроводов диаметром 720-1020 мм с рабочим давлением газа на выходе КС
5,5 МПа используются агрегаты мощностью 4-6 МВт; для газопроводов диаметром
1220 мм с давлением 5,5 МПа – агрегаты мощностью 6-10 МВт; при том же
диаметре, но с давлением газа 7,5 МПа- агрегаты мощностью 10 МВт; при
диаметре газопровода 1420 мм и давлении 7,5 МПа- агрегаты мощностью 16 и 25
МВт. При проектировании и эксплуатации газопроводов соотношение давлений
сжатия по КС выбирают в диапазоне 1,3-1,6.

1.2. Обоснование выбора направления и основных параметров ГПА для
магистральных газопроводов КС

Режим работы магистрального газопровода определяется параметрами на
выходе из КС, обеспечиваемыми ГПА. Необходимые параметры ГПА зависят в
первую очередь от диаметра трубы D, давления перекачиваемого газа р,
степени сжатия линейных КС (отношение давлений на выходе и входе КС) ,
технологической схемы компримирования. По данным исследований, проведенных
институтами ВНИПИТрансгаз, ВНИИГаз и другими организациями, для КС
газопроводов предпочтительны следующие единичные мощности ГПА: при D=1000
мм и р = 5,5 МПа — 4 и 6 МВт, при D= 1200 мм и р = 5,5 МПа —6 и 10 МВт, при
D = 1200 мм и р = = 7,46 МПа—10 МВт, при D=1400 мм и р = 7,46 МПа —16 л 25
МВт. Ранее наиболее часто применяли = 1,41,5, сейчас в практике
проектирования и эксплуатации газопроводов используют более широкий
диапазон — 1,35 1,7. Оптимальная при заданной
производительности газопровода зависит в первую очередь от соотношения цен
на уложенную трубу и топливный газ (или электроэнергию) для ГПА; а также и
от стоимости КС, экономичности ГПА и других факторов. Для существующих
газопроводов диаметром 1400 мм и при р = 7,46 МПа оптимальное расстояние
между КС близко к ПО—120 км. Согласно данным , минимум удельных
энергетических затрат для газопровода диаметром 1400 мм достигается при
якс=1,35, что требует или меньшего расстояния между КС, или некоторого
снижения номинальной пропускной способности газопровода.
Размещение КС на магистральном газопроводе (рис. 1) обычно
осуществляют с максимальной равномерностью, что позволяет выполнять станции
однотипными и с одинаковой мощностью ГПА. Однако при проектировании
газопровода учитывают также привязку КС к населенным пунктам, источникам
энергоснабжения, транспортным коммуникациям, пригодность местности для
строи- тельства КС, наличие и качество воды и т. п. . На условия работы ГПА
на КС влияет также число компрессорных цехов (КЦ) в составе КС.
Использование перемычек между нитками многониточного газопровода- (перед и
за КС) позволяет перераспределят, потоки газа и при необходимости изменять
загрузку в каждом цехе. Режим работы газопровода в общем случае является
переменным

Рис. 1. Примерная схема размещения линейных КС по длине газопровода и
изменения давления р в трубе при расчетной () и неполной () произво
дительности газопровода

Это вызвано в первую очередь сезонной неравномерностью потребления
газа в течение года. Степень этой неравномерности зависит от доли газа,
расходуемого для выработки электроэнергии и отопления. Кроме этого, имеют
место недельная и суточная неравномерности газопотребления, но последняя
обычно сглаживается за счет аккумулирующей способности трубы. Недельная
неравномерность зависит от количества газа, используемого в обрабатывающих
отраслях промышленности, предприятия которых обычно не работают в выходные
и праздничные дни. Другими факторами, вызывающими изменение режима работы
газопровода, являются сезонные и суточные колебания температуры
перекачиваемого газа, зависящие от атмосферных условий; возможны также
колебания химического состава газа, поступающего от разных промыслов в
различных соотношениях, и другие причины. Переменной является и
располагаемая мощность КС при изменении атмосферных условий, особенно
оборудованных газотурбинными ГПА. Изменение режима работы газопровода
происходит и в течение длительного периода: появляются новые потребители по
трассе и развиваются или исчезают старые. Иногда возникает возможность
подпитки от вновь вводимых близ трассы промыслов.
Линейные КС должны быть приспособлены к переменному режиму работы
газопровода. Это приспособление должно выражаться или в возможности
заметного изменения количества перекачиваемого газа работающими агрегатами,
или в возможности включения в работу и выключения отдельных ГПА. В обоих
случаях нужно изменять энергию, сообщаемую всему газовому потоку.

1.3.Совремееное состояние трубопроводного транспорта природного газа

Во многих странах мира быстрыми темпами растет добыча и потребление
природного газа. В энергетическом балансе даже развитых стран 20—25 лет
назад газ занимал не более 3— 5%, а в настоящее время на его долю
приходится около 20%.
В 1970 г. в СССР доля природного газа в энергетическом балансе
составляла приблизительно 20%, в США — 32,5%.
Общая добыча природного газа в мире к 1973 г. достигла порядка 1012 м3
в год. Газ добывают в больших количествах в СССР, США, странах Северной
Африки и Среднего Востока, в Венесуэле, Австралии, Канаде и других странах.
Основным видом внутриконтинентального транспорта природного газа во
всех странах является трубопроводный. Быстрое развитие трубопроводного
транспорта газа объясняется тем, что перекачка его по трубопроводам более
экономична, чем, например, передача электроэнергии по линиям высокого
напряжения или перевозка каменного угля по железной дороге .
В последние годы сооружаются установки для сжижения, хранения и
регазификации природного газа. Считают, что потребление сжиженного
природного газа в капиталистических странах в течение ближайших 15 лет
увеличится до 330 млн. м3 в сутки. Следует, однако, заметить, что
относительно высокая стоимость сжижения природного газа ограничивает объем
его транспортировки. Поэтому можно предполагать, что трубопроводный
транспорт газа и впредь останется основным.

1.4. Режимы и показатели работы ГПА на компрессорных станциях

Режимы работы современного газопровода, несмотря на наличие буферных
потребителей газа подземных газохранилищ в той или иной степени
характеризуется неравномерностью подачи газа. В зависимости от постановки
задачи колебания пропускной способности газопровода можно рассматривать в
пределах суток (дневное и ночное потребление газа), в пределах недели
(потребление газа в рабочие и выходные дни) и в пределах года – сезонное
(зимнее и летнее потребление газа).
Оборудование и обвязка компрессорных станций практически всегда
приспособлены к переменному режиму работы. Количество перекачиваемого через
КС газа можно регулировать включением или отключением отдельных. ГПА,
изменением частоты вращения силовой турбины у газотурбинных агрегатов.
Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы плановая подача газа была
осуществлена за счет меньшего числа работающих агрегатов, что и приводит к
меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки.
Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы
отдельных КС при определенном форсировании режима работы соседних по
газопроводу КС обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на
компримирование газа при такой схеме регулирования.
Значительный интерес представляет анализ сезонных периодических
колебаний пропускной способности газопровода, когда изменение мощности
энергопривода в зимний период по отношению к летнему периоду эксплуатации
может достигать значительной величины (колебание мощности в 1,2-1,5 раза).
Характерный вид кривой изменения производительности стабильно
работающего газопровода в течение года показан на рис. 2. Из рисунка видно,
что пропускная способность газопровода в течение года в первом приближении
может быть описана уравнением косинусоиды. Максимум пропускной способности
приходится примерно на середину декабря-января, минимум - на летние месяцы
года. Для задач такого анализа периодическую пропускную способность
газопровода в течение года целесообразно аппроксимировать элементарными
функциями, прежде всего такими, которые наиболее наглядны и наименее
трудоемки при Дальнейшем применении. Использование же аналитического
выражения пропускной способности газопроводов позволяет оценить колебание
мощности энергопривода КС и его среднюю загрузку в условиях газопровода,
т.е. определить специфические условия работы энергопривода на компрессорных
станциях.

Рис. 2. График сезонного транспортирования газа по газопроводу

Характер изменения среднесуточной пропускной способности газопровода
(см. рис. 1.4.). дает возможность описать ее уравнением следующего вида (по
типу быстро сходящего ряда Фурье):

Q=+COS(); (1.1)

,

где Q - среднесуточная пропускная способность газопровода по месяцам в
течение года- Q — средняя пропускная способность газопровода в течение
года; Т — период изменения основной составляющей производительности
газопровода (Т= 365 сут); t - время в сутках от начала календарного года;
t0 - время (от начала календарного года), соответствующее моменту максимума
производительности газопровода (t = t0; Q= Q); Q- амплитуда
изменения производительности газопровода (Q= Q-).
Относительная амплитуда гармонической составляющей пропускной
способности газопровода - основная характеристика его переменного
режима работы, определяется соотношением:

(1.2)

Коэффициенты Qm, Q уравнения (1.1) определяют на основе обработки
данных о среднесуточной пропускной способности газопровода, например по
месяцам данного года, аппроксимируя уравнением (1.1)
фактическую пропускную способность газопроводов и ее изменение в
течение данного года.
В условиях эксплуатации режим работы газопровода может изменяться из
года в год в результате истощения газовых месторождений, появления новых и
отключения старых потребителей газа. Подачи газа через КС в начале и конце
года могут не совпадать между собой по численной величине. В этом случае
уравнение пропускной способности газопровода (1.1) можно записать в форме

где Q' — приращение или снижение подачи газа через КС за
рассматриваемый период (год).
Результаты анализа статистических данных о пропускной способности
различных газопроводных систем показывают, что характеристика
изменяется в диапазоне 0,05 — 0,15. Меньшие значения соответствуют более
высокому уровню освоения газопроводной системы — наличие подземных
газохранилищ, буферных потребителей газа и т.д.
Анализ уравнения (1.1) показывает, что наибольшая наименьшая
относительные суточные пропускные способности газопровода определяются
соотношениями

(1.3)

(1.4)

Коэффициент загрузки агрегатов компрессорных станций в функции
относительной амплитуды колебаний пропускной способности газопровода
определяется соотношением

(1.5)

где - средняя эффективная мощность работающих агрегатов на КС;
паспортная мощность работающих агрегатов; , —средняя и
максимальная гидравлическая мощность газопровода при его средней пропускной
способности
Расчетное выражение для средней гидравлической мощности газопровода
определяется соотношением

(1.6)

где — массовый расход газа; — удельная работа сжатия
(расширения) ; — среднее значение фактора сжимаемости газа в пределах
изменения давления Р,-рг Т — среднее значение температуры газа в
газопроводе; R — газовая постоянная.
Падение давления на элементарном участке газопровода можно оценить
уравнением Дарси

(1.7)

где — приведенный коэффициент сопротивления трения местных
сопротивлений; р — плотность газа; с, и — соответственно линейная и
массовая скорости истечения газа,

(1.8)

D — диаметр трубопровода; F — площадь сечения трубопровода. Из
уравнения (1.7) имеем

(1.9)

отсюда
(1.10)

l - длина участка газопровода; рт — средняя плотность газа в
газопроводе.
Сопоставляя уравнение (1.10) с уравнением (1.6), получаем:

(1.11)

анализ уравнения (1.11) показывает, что, с точки зрения затрат
мощности ГПА на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное
давление газа в трубопроводе (при прочих равных условиях). В этом случае
объемный расход газа будет минимальным при заданном массовом расходе в силу
повышенного значения плотности газа (G=Q= idem)
(1.12)
Поэтому в реальных эксплуатационных условиях и стремятся поддерживать
давление газа на выходе КС на максимально допустимом уровне при всех
расходах газа за счет соответствующей схемы включения агрегатов на станции.
Последовательное соединение агрегатов применяют в том случае, когда
при заданном расходе одна установка не может обеспечить нужного перепада
давления по КС из-за ограниченной мощности. Параллельное соединение ГПА
используют, когда поток газа не может быть перекачан одним агрегатом.
Газовый поток делится на для или несколько, каждый из которых
компримируется своими агрегатами, а после сжатия потоки снова соединяются и
поступают в общий газопровод или систему газопроводов.
В условиях, когда при изменении давления и расхода схемы
последовательного и параллельного соединения агрегатов не обеспечивают
нужную пропускную способность, применяют схемы последовательно-
параллельного соединения.
Если принять предпосылку о том, что мощность, затрачиваемая на
перекачку газа, пропорциональна кубу пропускной способности (см.
соотношение (1.12)), то текущую относительную гидравлическую мощность
газопровода при установившемся режиме можно определить из уравнения (см.
соотношение (1.1))

(1.13)

Отношение средней годовой гидравлической мощности газопровода к
гидравлической мощности газопровода за год при средней его пропускной
способности определяется уравнением:

(1.14)
При =0,1

Отношение наибольшего значения гидравлической мощности газопровода
N к гидравлической мощности при средней пропускной способности
составляет

(1.15)
При =0,1

При =1,1

(1.16)

Отношение наибольшей и наименьшей мощности газопровода при
составит

(1.17)

Приведенные данные показывают, что энергопривод компрессорных станций
в течение года загружен неравномерно и колебания мощности по загрузке КС
достигают значительной величины.
Силовые агрегаты, устанавливаемые на КС, всегда обладают некоторым
запасом мощности по сравнению с той мощностью, какую они должны развивать,
при максимальной пропускной способности газопровода. Этот запас мощности,
определяемый в целом ряде случаев условиями прочности узлов агрегата,
составляет величину % от номинальной мощности. Это значит, что
средняя загрузка энергопривода КС в течение года может быть определена из
сэотношеиия (1.16) с учетом коэффициента запаса мощности

(1.18)

При = 0,1 эта величина составит = 0,840,88.
Следовательно, агрегаты на газопроводах загружены (при значениях
0,10) в среднем на 84-88 %.
Приведенные соотношения характеризуют особенности работы энергопривода
на КС и говорят о том, что двигатели энергопривода должны быть рассчитаны
на переменный режим нагрузки (как посредством регулирования мощности
каждого агрегата, так и изменением числа работающих агрегатов на станции).
В связи с тем, что наибольшая пропускная способность газопроводов по
времени совпадает с минимальной температурой наружного воздуха, при выборе
вида энергопривода для КС большое значение приобретает способность
двигателей изменять свою мощность при изменении температуры наружного
воздуха. Среди первичных двигателей наибольшие изменения мощности при
изменении температуры наружного воздуха характерны для газотурбинных
установок.

1.5 Принципиальная схема технологических коммуникации КС, оснащенной
центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок

Современная компрессорная станция - это крупное и сложное инженерное
сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке
и транспорту газа: очистку газа от пыли, его компримирование и охлаждение
на выходе из КС и т.д.

Рис. 3 Технологическая схема головной КС с тремя компрессорными цехами
КЦ-1.КЦ-Ц, КЦ-1Н:
1 - место рождение газа, 2 - системы промежуточного охлаждения газа; 3
- система охлаждения газа на в.4йходе КС (например, в аппаратах воздушного
охлаждения)

На магистральном Газопроводе в общем случае различают два типа
станций; головные компрессорные станции (ГКС), устанавливаемые в
непосредственной близости от газового месторождения, и линейные
компрессорные станции (КС), сооружаемые вдоль трассы газопровода на
расстояниях 100—150 км одна от другой.
В начальный период разработки газового месторождения, когда пластовое;
давление еще велико, надобность в головной компрессорной станции для
компримирования газа практически отсутствует. Такую станцию строят вблизи
месторождения. Только по мере снижения пластового давления с целью дожатия
газа до уровня давления в магистральном газопроводе. На ГКС осуществляют
сепарацию, осушку, очистку, охлаждение, одоризацию газа и замеряют его
количество. Принципиальная технологическая схема головной КС с тремя
ступенями сжатия (компрессорными цехами) показана на рис. 3.
Процесс сжатия на ГКС можно представить в виде последовательных
этапов. На первом этапе обеспечивается давление, равное входному давлению
линейной КС (режим работы дожимных КС), на втором - расчетное давление
магистрального газопровода (режим работы линейной КС). Характерной
особенностью головных КС является то, что по мере падения пластового
давления наращивается мощность КС, увеличивается степень сжатия по станции,
соответственно изменяется режим ее работы. Поэтому при полном своем
развитии головная КС обладает большей мощностью и степенью сжатия, чем
соответствующие показатели линейных КС. На станциях используются агрегаты
различных типов и мощности с введением промежуточного охлаждения
компримируемого газа. Линейные компрессорные станции размещают по трассе
газопровода более или менее равномерно, что позволяет проектировать КС с
типовой обвязкой и однотипными ГПА. Строительство компрессорных станций
вдоль трассы газопровода стараются осуществить с привязкой ее к населенным
пунктам, источникам водоснабжения и электроснабжения, с учетом подъездных
дорог, что вызывает в ряде случаев изменение расстояния между станциями на
газопроводе и, как следствие, отклонение фактических соотношений давлений
сжатия КС от оптимальных значений.
На всех компрессорных станциях, кроме оборудования для выполнения
основных технологических процессов транспорта газа (очистка,
компримироваиие, охлаждение), имеются установки вспомогательного
назначения, обеспечивающие электроводоснабжение, маслоснабжение, вентиляцию
к отопление служебных помещений и т.д.
Совместные характеристики режимов работы нагнетателей и газопроводов
для удобства обычно рассматривают в условиях постоянного давления за КС в
координатах — давление газа на входе в станцию р — подача нагнетателя Q
(рис. 3). Совместный режим работы нагнетателей и прилегающего к КС участка
газопровода возможен только в точках пересечения их совместных
характеристик, располагаемых вдоль характеристики газопровода. Небольшое
изменение режима работы нагнетателя достигается частичным изменением
частоты его вращения, большое — включением или отключением агрегатов (см.
рис.3). Обычно возможный диапазон изменения частоты вращения вала
нагнетателя находится в пределах 70— 105 % от номинального значения.
Частичный режим работы КС на газопроводе может быть обеспечен и за
счет дросселирования газа на входе КС. Однако этот режим работы
неэкономичен и приводит к перерасходу топливного газа по станции до 15 —
20%. При пусковых режимах работы или при выводе нагнетателя из помпажа
иногда используют байпасировапие или перепуск газа с линии нагнетания на
всасывание, что также приводит к изменению характеристики сети. Однако и
этот метод обеспечения частичных режимов работы газопровода в условиях
эксплуатации малопригоден в силу его неэкономичности. Наиболее эффективным
средством регулирования работы КС на газопроводе является последовательное
и параллельное соединение нагнетателей, чему и служит универсальная обвязка
компрессорной "станции.
Стремление проектантов и эксплуатационников компрессорных станций
упростить обвязку КС и уменьшить число разного рода кранов в обвязке
станции с соответствующим, уменьшением строительно-монтажных работ привело
к развитию схемы параллельного соединения с использованием полнонапорных
нагнетателей. Под полнонапорными нагнетателями принято понимать
нагнетатели, обеспечивающие всю необходимую степень сжатия по КС в одном
агрегате. Полнонапорные нагнетатели в этом случае конструктивно выполняются
как двухступенчатые или одноступенчатые с высокой удельной быстроходностью.
При параллельном соединении полнонапорных нагнетателей наиболее
предпочтительна схема из трех рабочих и одного резервного агрегата,
работающих на одну нитку газопровода (рис.4). При низком уровне надежности
агрегатов число резервных ГПА может быть увеличено до двух.

P,MПа

Q,мcут

Рис. 4. Принципиальный вид совмещенных характеристик одного (1) и двух
(2) последовательно работающих нагнетателей с участком газопровода (3) в
условиях постоянного давления на выходе КС:
a - номинальный режим работы двух последовательно работающих
нагнетателей; б - режим работы при отключении одного из нагнетателей

Q,мсут

Рис. 5. Общий вид совмещенных характеристик одного О), двух (2) и трех
С?) параллельно работающих нагнетателей и участка газопровода при
постоянном давлении нагнетания и относительном изменении давления п

Все коммуникации КС в пределах станции выполняют подземными, за
исключением обвязки собственно компрессорного цеха КС. Компрессорный цех с
использованием стационарных газотурбинных установок и электродвигателей
обычно размещается в двухпролетном здании, разделенном глухой стеной на
помещение машинного зала и галерею нагнетателей. Таким образом происходит
разделение взрывоопасного оборудования КС и силового.
1.6 Компоновка основных элементов газотурбинных ГПА

Современные газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГГЛА)
выполняют в виде блочных конструкций, т. е. состоящими из отдельных
поставочных блоков, полностью законченных изготовлением. Наиболее
распространено деление на блоки: блок ГТУ на раме — маслобаке (или рамах);
блок нагнетателя на раме; блок воздухоподготовительного устройства; блок
воздушного охладителя масла (или промежуточного теплоносителя); блок систем
автоматического управления и регулирования. Для установки ГГПД необходимы
воздухоподводящие и газоотводные устройства (элементы тракта).
Регенеративные ГТУ дополнительно содержат блоки воздухоподогревателей и
горячие воздухопроводы. Блоки должны поступать на монтаж полностью
испытанными на стендах завода-изготовителя и законсервированными таким
образом, чтобы после проведения монтажа ГПА можно было приступить к
пусконаладочным работам без разборки блоков.
Преимущества крупных блоков-меньший объем работ по монтажу ГПА и
сокращение сроков сооружения КС. Например, турбогруппы агрегатов ТМЗ ГТН-6
и ГТН-16 поставляют в виде моноблоков, в которых нагнетатель и приводная
ГТУ смонтированы на общей раме. Турбогруппу ГТН-25 НЗЛ поставляют на трех
рамах, что также имеет свои преимущества, так как меньшие поставочные блоки
при транспортировке не требуют специальных железнодорожных платформ. К
месту монтажа все блоки доставляют специальным автотранспортом.
Преимущества установки нагнетателя на отдельной раме — возможность
выполнения ее весьма жесткой для восприятия усилий от труб с минимальными
деформациями, а также возможность компоновки в ней маслонасосов системы
уплотнений нагнетателя.
Блок воздухоподготовительного устройства обычно содержит инерционные
фильтры для сепарации крупных частиц, фильтры тонкой очистки, панели
шумоглушения, противообледенительное устройство, иногда систему для
увлажнения и охлаждения воздуха в жаркое время года. Обычно его
устанавливают с максимальным возвышением над поверхностью земли.
Блок воздушного охладителя масла (или промежуточного теплоносителя)
монтируют на легком фундаменте. Он содержит, кроме АВО, вентиляторы с
электродвигателями и редукторами, жалюзи, подогреватели масла,
трубопроводную обвязку.
Системы автоматического управления и регулирования (САУ и САР) обычно
размещают не только в отдельном блок-боксе и.

Рис 6 Компоновка ГПА ТМЗ ГТН-16 в индивидуальном здании:
l-вход воздуха на основном режиме работы; 2 - вход воздуха при
перерыве в подаче злектооэнеогии- 3- АВО масла; 4 - воздухоочистительные
устройства; 5. 6 — помещения для ГТУ и нагнетатея; 7 -дымовая труба; 8 -
фильтры тонкой очистки масла; 9 - электросиловые щиты.

главном щите управления, но также и на опорных рамах и специальных
сборках. Должно быть предусмотрено простое соединение отдельных составных
частей САУ и САР.
Блочный агрегат ГТН-16 скомпонован в индивидуальном здании (рис.6). В
нем предусмотрено место для проведения ремонтных работ. Практикуемая также
открытая установка ГПА в блок-боксах (чаще при транспортных ГТД) заметно
сокращает сроки и стоимость строительства КЦ, но для КС, сооружаемых в
условиях средней полосы и севера, существенно усложняет эксплуатацию,
особенно в зимнее время. Стены и покрытие индивидуальных зданий изнутри
должны быть облицованы достаточно толстым слоем звукопоглощающего материала
для исключения эффекта реверберации и снижения уровня шума.
Недостаток установки регенеративных ГТУ в общем здании большие
тепловыделения в машинный зал, что затрудняет создание в нем нормального
микроклимата, особенно в летнее время. Поскольку безопасный в пожарном
отношении шаг машин составляет 18 м, здания получаются длинными, что
требует большого количества строительных материалов. Поэтому для ГПА с
регенеративными ГТУ в общем случае предпочтительны индивидуальные здания —
укрытия.
Газотурбинные установки, у которых выносная КС расположена под
агрегатом, и газовыпускные патрубки направлены вниз, требуют установки на
высоких рамных фундаментах, сходных с фундаментами паровых турбин. Из
выпускаемых ГТУ к ним относится регенеративная ГТК-10-4. У большей части
современных ГТУ выходной патрубок направлен вверх или вбок, что позволяет
выполнять фундамент для всего ГГПА в виде подушки из монолитного или
сборного железобетона. Фундаментную подушку заглубляют в грунт на 1,5—2 м.
При монолитном фундаменте неизбежен большой объем мокрых работ. Сборные
фундаменты раньше состояли из набора блоков, чаще соединяемых с помощью
сварки закладных деталей. Более современные фундаменты выполняют из
облегченных конструкций . Используют жесткость опорных рам ГПА, при которых
на фундамент передается незначительная статическая нагрузка. Часто
фундаменты выполняют свайными. Сваи имеют оголовки, объединяемые сборными
железобетонными или металлическими балками. При этом создается
горизонтальная жесткая рама - ростверк. На уровне пола формируется тонкая
армированная железобетонная плита, контур которой соответствует габаритам
опорной рамы под блоки трубогруппы. Сваи могут быть забивными или
буронабивными. Возможно использование как железобетонных, так и
металлических свай из труб-оболочек.
Поверхности для опор труб и кранов обвязки нагнетателей необходимо
выполнять из материала с пониженным коэффициентом трения, например из
фторопласта. В большинстве случаев для крупных машин усилия и моменты от
воздействия на нагнетатель трубопроводов обвязки не должны превосходить 200
кН и 50 кНм. Моноблочные ГПА ТМЗ ГТН-6 и ГТН-16 в связи с меньшей
жесткостью рамы под нагнетателем требуют большего ограничения усилий. На
входном и выходном трубопроводах нагнетателя размещают люк-лазы диаметром
500 мм. На подводящем трубопроводе должен быть расположен защитный сетчатый
фильтр. Наружную поверхность трубопроводов обязательно покрывают
противошумовой изоляцией (мастикой).

1.7 Краткое описание конструкции ГПА и его элементов

1.7.1 Входные устройства

Задача входного устройства направить поток газа к рабочему колесу с
минимальными гидравлическими потерями и максимальной равномерностью по
величине и направлению скорости. Неравномерность потока газа на входе в
рабочее колесо, особенно в окружном направлении, при работе с большими
расходами приводит к падению напора и к. п. д., а при работе с малыми
расходами приближает границу неустойчивых режимов работы.
Минимальные гидравлические потери и максимальную равномерность
обеспечивает осевой входной патрубок, например примененный в свое время в
НПГ типа 280 НЗЛ. Он представляет собой конфузор круглого поперечного
сечения. Конструкцию с осевым входом используют при очень большом объемном
расходе. Почти все НПГ имеют боковые подводящие и отводящие патрубки,
расположенные соосно. Это позволяет снизить силовое воздействие
трубопроводов обвязки на корпус нагнетателя. Боковой подводящий патрубок
требует организации перед рабочим колесом всасывающей камеры. Лучшие
конструкции всасывающих камер имеют коэффициент потерь, равный 0,12-0,15.
Здесь потери напора отнесены к кинетической энергии во входном сечении:

где- коэффициент потерь во всасывающей камере; - к. п. д.;
Рвх и р - давление на входе и перед рабочим колесом;- плотность
газа; c0 и свх - скорость потока перед рабочим колесом и на входе и перед

ребром по оси подвода для исключения закрутки потока. В
двухступенчатых нагнетателях для организации потока и повышения его
равномерности при недостатке пространства еще ставят неподвижный
направляющий аппарат.

Рис.7 Схема установки входного регулирующего аппарата:
а — радиального типа; б — осевого типа

В соответствии с этим вход в рабочее колесо бывает осевым и кольцевым.
Осевой вход характерен для одноступенчатых нагнетателей с консольным
расположением рабочего колеса. Он позволяет получить высокую равномерность
потока по радиусу. Кольцевой вход имеет место при межопорных роторах,
иногда при использовании входного регулирующего аппарата.
Во входных устройствах применяют также сменные ВНА, сообщающие
закрутку потока по вращению или против него. Это позволяет изменять напор,
создаваемый рабочим колесом. Из теории турбомашин известно, что напор в
ступени

где — окружная скорость и проекции на нее абсолютной скорости на
входе и выходе рабочего колеса.
Воздействуя на с1u за счет закрутки, можно при n - const заменять
напор. При закрутке потока по вращению напор снижается, а против вращения
возрастает. Закрутка потока на входе в основном отражается только на работе
рабочего колеса, а на выходном устройстве сказывается мало. В одновальной
ГТУ-700-4 сменные входные направляющие аппараты позволяют осуществить
необходимое согласование характеристик ГТУ и НПГ.
Для осуществления постоянного регулирования с помощью направляющего
аппарата на входе в рабочее колесо ставят входной регулирующий аппарат
радиального или осевого типа (рис.6). Входной регулирующий аппарат
позволяет закручивать поток по вращению рабочего колеса до 50—-60°, а
против вращения до 10— 15°.
Эффективность входного регулирующего аппарата осевого и радиального
типа приблизительно одинакова, и выбор типа аппарата обусловливается
конструктивными соображениями. Все лопатки аппарата связываются механизмом,
обеспечивающим их строго одинаковый поворот. Число лопаток и их профиль
должны обеспечить достаточную равномерность закрученного потока. Возможно
выполнение входного регулирующего аппарата в виде двухрядной решетки, в
которой поворотным является только второй ряд лопаток.
Входной регулирующий аппарат (ВРА) должен быть обязательным элементом
НПГ, имеющих привод от электродвигателей с n—const или блокированных ГТУ,
например одновальных. Для повышения эффективности регулирования с помощью
ВРА целесообразно выполнять рабочее колесо с увеличенным отношением
DD, увеличенным входным углом (до 40—420) и
уменьшенным выходным углом лопаток, т. е. использовать рабочее колесо
насосного типа с повышенным втулочным отношением. Увеличение и
способствует более широкому диапазону регулирования. Однако при этом
несколько снижается против максимально достижимого.
Закрутка потока по направлению вращения рабочего колеса позволяет
обеспечить режимы частичных нагрузок в электроприводных ГПА и одновальных
ГГПА. В ГТУ со свободной турбиной ее можно использовать для снижения
диапазона регулирования по оборотам. Закрутка потока на входе в рабочее
колесо против вращения позволяет лучше загрузить, ГПА при снижении давления
газа против расчетного, при каких-либо ограничениях по частоте вращения
нагнетателя, а также в холодное время года при наличии запаса мощности на
ГТУ.
Расстояние между входным регулирующим аппаратом и лопатками рабочего
колеса должно обеспечивать размытие вихревого следа за поворотными
лопатками на всех рабочих режимах. Это проще осуществляется в аппаратах
радиального типа, установленных на максимально большом диаметре.

1.7.2 Диффузоры

Диффузор — наиболее важная часть выходного устройства, в которой
кинетическая энергия потока после рабочего колеса преобразуется в
потенциальную. Ранее отмечалось, что выходящий из колеса поток неравномерен
по величине и углу вектора скорости как по окружности в пределах
межлопаточных каналов, так и в осевом направлении и, кроме того, сильно
закручен по вращению рабочего колеса. Это предопределяет условия работы
диффузоров. Потери в них, как правило, больше, чем в рабочем колесе,
поэтому очень важно свести их к минимуму.
Наиболее просты по конструкции безлопаточные диффузоры. Они
характеризуются широкой зоной устойчивой работы и минимальных потерь,
нечувствительны к загрязненной среде, оказывают минимальное обратное
воздействие на рабочее колесо. Движение потока в БЛД подчиняется закону cu-
const. Угол потока а увеличивается только вследствие трения о боковые
стенки. Траектория движения близка к логарифмической спирали. Недостатком
БЛД является то, что для снижения абсолютной скорости потока при
параллельных стенках необходимо иметь отношение , т. е. велики
радиальные размеры нагнетателя и соответственно масса. Безлопаточный
диффузор применяют обычно при а 20° и коэффициенте расхода на выходе из
рабочего колеса 0,250,32. В применяемых НПГ отношение редко
превышает 1,75—1,9, так как при этом уже достигаются удовлетворительные
показатели по экономичности.
Безлопаточные диффузоры малоэффективны при малых и = 90°.
Исследования Г. Н. Дена показывают, что поток в БЛД неупорядочен и течение
сложно. В отдельных местах наблюдаются обратные токи. Поток может
прижиматься в одной из стенок. В связи с этим существуют различные виды ВЛД
для повышения их эффективности: с параллельными стенками, сужающиеся,
расширяющиеся, с наклонными стенками, криволинейные (рис.7). Возможны
комбинация отдельных видов БЛД и профилирование их по сложным кривым,
учитывающим принятые значения , а2 и т. д.

При минимальна неоднородность потока и максимален к. п. д.
ступени. При увеличении ширины диффузора с радиусом сr снижается, си
сохраняется, угол уменьшается, путь трения увеличивается, и наоборот.
Профилирование БЛД (сужение или расширение) более эффективно тогда, когда
заранее известны предполагаемые режимы работы нагнетателя. Возможно
использование в НПГ сменных БЛД, профиль стенок которых учитывает режимные
факторы.

Рис, 8 Схемы диффузоров:
а — безлопаточные соответственно с параллельными стенками. сужающиеся.
расширяющиеся, с коническими стенками, криволинейные; б — лопаточные; в
—канальные
Диапазон предпочтительного применения лопаточных диффузоров а3-
13ч20° и сr2u2=0,200,25. В НПГ преимущественно используют
однорядные ЛД с одноярусной решеткой, размещая их после небольшого участка
БЛД с параллельными стенками. Это необходимо для снижения динамического
воздействия ЛД на рабочее колесо. Распространены соотношения D3D =
1,101,15 и DD2- 1,451,55. По данным В. Ф. Риса, для
промежуточной ступени при ЛД целесообразно 1,151,20, а для
концевой ступени оптимальное значение выше. В целом оно зависит от
типа рабочего колеса (величины ) и угла потока 3.
Характеристики ЛД и рабочего колеса должны быть согласованы между
собой, т. е. минимум потерь и граница срыва у них должны быть
приблизительно на одном и том же режиме. Важным средством расширения
диапазона эффективной работы ЛД являются поворотные лопатки диффузора.
Поворачивают как лопатку полностью, так и ее входную часть. При этом можно
заметно расширить зону устойчивой работы и максимальных к. п. д. и напоров
на характеристике нагнетателя. Более эффективны поворотные лопатки при
рабочем колесе с большим 2, когда ЛД заметно нагружен.
... продолжение
Похожие работы
Комплексное использование сырья: экономические стимулы и организационный механизм управления
Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа
Экономические и экологические проблемы рационального использования природных ресурсов
Финансово – экономические проблемы и социальные последствия освоения Каспийского шельфа
Автоматический контроль расхода жидкости и газа
Социальные и экономические последствия инфляции
Развитие инфраструктуры транспортировки нефти и газа Республики Казахстан
Политические и экономические последствия распада СССР
Свободные экономические зоны Казахстана и опыт их создания за рубежом
Казахстанско-Российские экономические отношения
Дисциплины
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь