- Компрессорные станции магистральных газопроводов
- Компрессорные станции магистральных газопроводов
- Магистральный Газопровод Компрессорная Станция Сочинения и курсовые работы
- Реферат - Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов
- Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Компрессорные станции первый реферат.docx
Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА»
Московский вечерний факультет
«Основы нефтегазопромыслового дела»
« Компрессорные станции магистральных газопроводов »
Развитие трубопроводного транспорта в России тесно связано с историей развития нефтяной промышленности. Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия. По темпам роста грузооборота трубопроводы намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны
Преимущества трубопроводного транспорта:
- дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
- возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
- возможность работы в различных климатических условиях;
- возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
- высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
- возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.
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 эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой – исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.
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 (от 6 до 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 виды привода. Именно поэтому в настоящей работе автор, исходя из опыта своей практики, основное внимание уделил рассмотрению особенностей использования на КС газотурбинного вида привода.
В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.
Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.
Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов 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.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОПИСАНИЕ КС
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 1, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Рис. 1. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы
Компрессорная станция – неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
Рис. 2. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На рис. 2 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 – узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 – камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 – установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 – установка охлаждения технологического газа; 5 – газоперекачивающие агрегаты; 6 – технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 – запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 – установка подготовки пускового и топливного газа; 9 – установка подготовки импульсного газа; 10 – различное вспомогательное оборудование; 11 – энергетическое оборудование; 12 – главный щит управления и система телемеханики; 13 – оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.
Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.
Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.
Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления ( = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КС
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
- – приема на КС технологического газа из магистрального газопро вода;
- – очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
- – распределения потоков для посл едующего сжатия и регулировани я схемы загрузки ГПА;
- – охлаждения газа после компреми рования в АВО газа;
- – вывода КЦ на станционное “коль цо” при пуске и остановке;
- – подачи газа в магистральный га зопровод;
- – транзитного прохода газа по ма гистральному газопроводу, мину я КС;
- – при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологич еских газопроводов компрессорн ого цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
- – схема с последовательной обвяз кой, характерная для неполнонапорны х нагнетателей;
- – схема с параллельной коллектор ной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.
Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.
На рис. 3 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.
Компрессорные станции магистральных газопроводов Компрессорные станции первый реферат.docx Министерство образования и науки Российской Федерации Государственное образовательное учреждение
Источник: myunivercity.ru
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Важная составляющая магистрального газопровода – газоперекачивающая компрессорная станция, предназначенная для выработки сжатого газа. Газ в одно время является и криоагентом, и носителем энергии, и сырьем. Компрессорная станция газопровода предназначена для транспортировки газа по трубопроводу, и в то же время обеспечивает его закачивание в подземное хранилище.
Компрессорная станция газопровода:
Газ, поступающий с промысла, проделывает следующий путь:
1. Сепараторы, в которых он очищается от жидкости, песка и других примесей;
2. Регулятор давления, предназначенный для поддержки на этапе всасывания компрессором установленное давление, и аппарат для измерения количества газа на входе (счётчик);
3. Коллектор-приемник;
4. Компрессоры, для сжимания газа до того давления, которое нужно для перекачивания до следующей станции; каждый из компрессоров оснащен обводом, клапаном-предохранителем, отводом для продувки и обратным клапаном на выходе;
5. Выкидной коллектор;
6. Маслоотделительные устройства для удаления из газа смазочного масла, увлеченного газом из компрессора;
7. Холодильники, необходимы для охлаждения газа, который нагревается в компрессорах при процессе сжатия;
8. Сепараторы, удаляющие из газа жидкость-конденсат, образовавшийся в холодильниках;
9. Установку для сушки газа, где с помощью поглотителя из топлива извлекаются остатки влаги;
10. Одоризатор, предназначенный для облегчения выявления газа при утечке;
11. Диафрагмовый счетчик для учета перекачиваемого газа; обводную линию для пропуска газа в обход компрессоров.
Компрессорные станции магистральных газопроводов: особенности работы
Процесс нагнетания и сжатия газа труден. Кроме главного механизма необходима помощь ряда вспомогательного оборудования. Компрессор должен быть оснащен системой охлаждения и смазки. Важно помнить, что перед транспортировкой сжатый газ необходимо отделить от масла и влаги, чтобы предотвратить аварийные ситуации.
Компрессорные станции магистральных газопроводов Важная составляющая магистрального газопровода – газоперекачивающая компрессорная станция, предназначенная для выработки сжатого газа. Газ в одно
Источник: www.sotiscorp.ru
Магистральный Газопровод Компрессорная Станция Сочинения и курсовые работы
Курсовой проект-Головная компрессорная станция магистрального газопровода
Тема «Головная компрессорная станция магистрального газопровода» 2013г. Исходные данные для проектирования приняты по приложению, согласно последней цифре номера зачетной книжки. Проект состоит из пояснительной записки и графической части объемом 2 листа формата А1 или А2. Графическая часть проекта состоит из двух листов. Первый лист – общие данные проекта (формат А2). Второй лист – (формат А1) – генплан компрессорной станции Исходные данные.
3643 Слова | 15 Стр.
Устройство магистральных газопроводов
километров по трубам, прокладываемым под землей или надземно. Строящийся в данное время газопровод «Северный поток» (мощность 55 млрд.м3 газа в год) пройдет по дну Балтийского моря. Максимальная глубина моря в местах прохождения трубы – 210м. Строительство «Южного потока» будет начато в будущем году, часть этого газопровода пройдет по дну Черного моря, максимальная глубина прокладки – 2000 м. Магистральные газопроводы (МГ), по которым транспортируется газ, классифицируются по величине рабочего давления.
2726 Слова | 11 Стр.
Устройство компрессорных станций
ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ Устройство компрессорных станций Выполнил студент: группы НТХз-09 Марьин И.А. Проверил: доктор технических наук Давлетов К.М. Надым 2014 г СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение. 2. Назначение и описание компрессорной станции. 3. Система подготовки транспортируемого газа.
6057 Слова | 25 Стр.
Магистральный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»»
Реферат на тему «Магистральный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»» Выполнил студент: Штерев Д.Ю. Группа НГ-4 Проверил преподаватель: Морозов А.А. г. Владивосток 2013 Введение В нашей стране подача газа на значительные расстояния осуществляется по магистральным газопроводам больших диаметров, представляющих.
993 Слова | 4 Стр.
Расчет количества перекачивающий станций
Содержание работы. Введение. 1.Глава- Технологическая часть. 1.1 Основные сведения о магистральном газопроводе. 1.2 Классификация компрессорных станций и их назначение. 1.3 Основное и вспомогательное оборудование КС. 1.4 Компрессорные станции с поршневыми ГПА. 1. 5 КС с центробежными газотурбинными ГПА. 1.6 Технологические схемы компрессорных станций. 2.Глава- Расчетная часть. 2.1 Исходные данные. 2.2 Расчет свойств перекачиваемого газа.
4548 Слова | 19 Стр.
курсовая работа по компрессорным станциям ГТК25И, нагнетатель PCL802
РЕФЕРАТ Курсовая работа, 36 листов, 4 рис., 1 табл., 9 источников, 2 прил. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА, ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, КОМПОНОВКА И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ В процессе изучения была приведена принципиальная технологическая схема КЦ с учетом типа центробежных нагнетателей природного газа и количество установленных газоперекачивающих агрегатов, представлена компоновка и основные параметры ГТН-25ИМ, было рассмотрено устройство и принцип действия данной.
2001 Слова | 9 Стр.
магистральный газопровод
Реферат на тему: “Магистральный газопровод” Проверил Томский А.М. Выполнил Рязанский В.В. Кысыл-Сыр 2015 Содержание 1. Магистральный газопровод 2. Головные сооружения .
6030 Слова | 25 Стр.
Компрессорная станция
подогрева циклового воздуха…………………………17 стр. 2.4 Аппараты воздушного охлаждения газа 2АВГ – 75………………………………. 20 стр. 2.4.1Эксплуатация АВО газа………………………………………………………………..20 стр. 2.5 Тепловой и гидравлический расчет участка КЦ 4 – КЦ 5 газопровода «Уренгой – Новопсков»…………………………………………………………………………………….21 стр. 2.6 Вспомогательное оборудование и системы…………………………………………24 стр. 2.6.1 Системы топливного, импульсного, пускового газа………………………………24 стр. 2.6.2 Система маслоснабжения…………………………………………………………….
8006 Слова | 33 Стр.
СОстав Магистрального газопровода
“Состав магистрального газопровода ” Выполнил: студент гр. РНГ-091 Латышев Никита Проверил: профессор кафедры «НГД» Мартынов Е.Д. Курганинск 2008 Содержание 1. Магистральный газопровод ………………………………………………..…… 3 2. Головные сооружения ……………………………………………………………6 3. Подземные хранилища газа (ПХГ) ……………………………………….…10 4. Газораспределительные станции ………………………………………………13.
6045 Слова | 25 Стр.
Технологический расчет магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции
расчет магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции Методические указания по выполнению курсового проекта ая по дисциплине «Эксплуатация и ремонт насосных и компрессорных станций» Эл е кт ро нн для студентов специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» очной и заочной форм обучения Альметьевск 2009 И УДК 622.691 У 51 би бл ио те к аА ГН Ульшина К.Ф. У 51 Технологический расчет магистрального газопровода.
11298 Слова | 46 Стр.
Расчет компрессорной станции
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ на тему «Расчет компрессорной станции» Выполнил: _________ Подпись Руководитель проекта: _________ .
1894 Слова | 8 Стр.
Газопровод
Технологический расчёт магистрального газопровода………………………4 1.1 Пропускная способность газопровода………………………..…………. 4 1.2 Расчёт толщины стенки трубопровода……………..…………..……. …….7 1.3 Определение среднего давления и температуры в МГ………………..…….10 1.4 Определение физических свойств газа………………………………….……11 1.5 Определение коэффициента гидравлического сопротивления……………..12 1.6 Определение числа компрессорных станций…………………………..……17 2 Компрессорные станции, их назначение и устройство……………….
18257 Слова | 74 Стр.
Отчет по производственной практике на компрессорной станции Северное ЛПУМГ
СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………. 1. Назначение и описание компрессорной станции…………………. 2. Система подготовки транспортируемого газа на КС……………. 3. Газоперекачивающий агрегат ГПА-10……………………. 3.1 Назначение и технические данные газоперекачивающего агрегата.. 3.2 Устройство и работа агрегата…………………. 3.3 Техническое обслуживание и ремонт ГПА………………… 4. Система охлаждения транспортируемого газа на КС…………….. 5. Система пожаротушения и водоснабжения………………………… Заключение………………………….. Список.
2336 Слова | 10 Стр.
Конспект лекций насосные и компрессорные станции
3. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 3.1. Классификация нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков). ГНПС предназначена главным образом для.
7809 Слова | 32 Стр.
Компрессорной станции расчет
Введение Основное предназначение компрессорных станций газопроводов – сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопровода. Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам. Надежность.
4630 Слова | 19 Стр.
Система автоматизации головной компрессорной станции
Оглавление 1.Технологический процесс ГКС 3 2.Структурная схема автоматизации компрессорного цеха. 6 Назначение системы 6 Объект мониторинга 6 Общие сведения 6 Основные функции системы 7 Состав системы 8 3. Выбор устройств и оборудования АСУТП 11 3.1 Программируемые контроллеры. 11 3.2 Измерительные устройства 15 3.3 Исполнительные механизмы. 18 4. Программная система диспетчеризации SCADA Trace Mode.
4998 Слова | 20 Стр.
Расчет оборудования компрессорного цеха
“Трубопроводы” Расчет оборудования компрессорного цеха КП.225.41.01.01.00.00.ПЗ Данные: 1 Общая производительность нагнетателей Q = 98,4 млн м3/сут; 2 Количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность nмашин = 8 шт (4 группы по 2 шт); 3 Номинальная частота вращения nн = 4600 об/мин; 4 Суточная производительность газопровода Q = 12,6 млн м3/сут; 5 Давление газа на приеме компрессорной станции pраб = 5 МПа; 6 Частота вращения вала при.
3914 Слова | 16 Стр.
Курсовой Газопровод Ахметкалиев
Западно – Казахстанский инновационно – технологический университет Инженерно-технологический факультет Кафедра техники и технологии КУРСОВОЙ ПРОЕКТ По дисциплине: «Газонефтепроводы» На тему: «Проект магистрального газопровода пропускной способностью до 10 млрд м3 газа в год» По специальности 5В070800-«Нефтегазовое дело» Выполнил студент группы НД-32 А.Н. Ахметкалиев Научный руководитель старший преподаватель .
4337 Слова | 18 Стр.
Нарушения правил безопасности при строительстве, эксплуатации или ремонте магистральных трубопроводов
Содержание Введение 1 Глава I. Понятие магистрального трубопровода 2 Глава II. Правила охраны магистральных трубопроводов 12 ГлаваIII. Нарушение правил безопасности при строительстве, эксплуатации или ремонте магистральных трубопроводов. 23 §1. Понятие нарушения правил безопасности при строительстве, эксплуатации или ремонте магистральных трубопроводов 23 §2.Содержание статьи 269 УК РФ 27 Заключение. 29 Список использованных нормативных актов и специальной литературы 30 .
5801 Слова | 24 Стр.
” Эксплуатация компрессорного цеха ГТН – 25″
КУРСОВАЯ РАБОТА На тему: ” Эксплуатация компрессорного цеха ГТН – 25″ Содержание Введение…………………………………………………………………….3ст. 1. Газотурбинная установка ГТН-25, краткая техническая характеристика 2. ГТН-25, устройство ГТУ и нагнетателя. ………………………………. 6 3. Последовательность пуска агрегата ГТН-25 …………………………….9 4. Система автоматики ГТН – 25…………………………………………….15 5. Система технического обслуживания и ремонта ГПА…………………..19 6. Расчет свойств транспортируемого газа………………………………….
4138 Слова | 17 Стр.
Ехническая диагностика магистрального газопровода
Камский институт гуманитарных и инженерных технологий Кафедра «Общетехнические дисциплины» Курсовая работа по дисциплине «Техническая диагностика» На тему «Техническая диагностика магистрального газопровода» Выполнил: студент гр. УЗНД – 84.2 Воробьев А. Ю. Проверил: преподаватель Бойчук А. Е. .
7396 Слова | 30 Стр.
Расчет магистрального газопровода
эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» на тему: «Расчет магистрального нефтепровода» Выполнил: ст. гр. 03-618 К.А. Мосунова Проверил: к.т.н. , доцент Л.Х. Фокеева Казань 2017 Содержание Введение Глава 1. Теоретическая часть 1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов…………………. 5 1.2Состав сооружений магистрального газопровода………………………..……. 7 1.3Требования к трубам и материалам………………………………….
10078 Слова | 41 Стр.
Эксплуатация газоперекачивающих станций с электроприводом»
ГОУ СПО Астраханский государственный политехнический колледж Заочное отделение Дипломная работа Тема «Эксплуатация газоперекачивающих станций с электроприводом» Астрахань 2013 Содержание Введение…………………………………………………………………3 Понятие и классификация газоперекачивающих агрегатов………..…4 Особенности ГПА с электроприводом ……………………………….5 Устройство ГПА с электроприводом ………………………….……….6 Подготовка к пуску и пуск ГПА……………………………….………..8 Обслуживание ЭГПА во время работы. ………………………..…….12 .
17195 Слова | 69 Стр.
Реферат – Сооружение криволинейных участков магистральных трубопроводов
нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда; магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Согласно СНиП 2.05.06—85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы.
4829 Слова | 20 Стр.
Определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов
Определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов 1. Пропускной способностью магистрального газопровода называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу в сутки при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и принятых расчетных параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура окружающего воздуха и грунта, температура охлаждения газа и т.п.
843 Слова | 4 Стр.
Выполнить технологический расчет магистрального газопровода
Выполнить технологический расчет магистрального газопровода протяженностью L = 1300 км, для перекачки газа производительностью QГ = 30 млрд.м3/год. По газопроводу транспортируется газ следующего состава: Компонент Метан СН4 Этан С2Н6 Пентан С5Н12 Двуокись углерода СО2 Азот N2 Объемная доля, % 98,6 0,06 0,01 0,19 1,14 Средняя температура грунта на глубине оси газопровода составляет Т0 = 280 0К, средняя температура воздуха Тв = 283 0К. Давление в конце МГ принять РК = 2 МПа.
1319 Слова | 6 Стр.
Эксплуатация компрессорной станции при подготовке топливного пускового и импульсного газа
Принципиальная технологическая схема КС Компрессорные станции предназначены для транспортирования газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя.Компрессорные станции (КС) располагаются по трассе газопровода в соответствии с гидравлическим расчетом при соблюдении нормативных разрывов от границ КС до зданий и сооружений населенных пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий. На рис. 10.1.1 представлен общий вид (фото) компрессорной станции. Технологические процессы, производимые.
2329 Слова | 10 Стр.
Методы диагностики авиационных двигателей установленных на компрессорных станциях в качестве приводов нагнетателей
30 ВВЕДЕНИЕ Значительное увеличение объемов добычи и транспортировки газа в нашей стране является одной из важных народнохозяйственных задач. Решение этой Задачи связано с необходимостью быстрого увеличения числа и мощности компрессорных станций, сокращения Сроков их строительства. В нашей стране впервые созданы и успешно эксплуатируются газоперекачивающие агрегаты с приводом авиационного типа. Примечательно то, что в качестве привода этих агрегатов применены двигатели, отработавшие.
5011 Слова | 21 Стр.
РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ЦЕНТРОБЕЖНОГО КОМПРЕССОРА ДОЖИМНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине “Моделирование в системах электропривода” РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ЦЕНТРОБЕЖНОГО КОМПРЕССОРА ДОЖИМНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ Тюмень, 2016 Содержание ВВЕДЕНИЕ 3 1. Принцип действия ДКС 4 2. Расчет входной мощности компрессора и выбор двигателя по мощности 11 2.1. Расчет мощности электродвигателя 11 2.2. Проверка двигателя по допустимому моменту 13 3. Анализ динамики разомкнутой системы ПЧ– АД 5 3.1. Математическое описание.
2375 Слова | 10 Стр.
Газотурбиные компрессоррые станции
«Омский государственный технический университет» Нижневартовский филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Домашнее задание Тема: Компрессорное оборудование магистральных КС Выполнил студент Группы ЗНД-312 Копиченков А.В. .
2120 Слова | 9 Стр.
Дожимные насосные станции имеют
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 1.АНАЛИЗ НАРОДОХОЗЯЙСТВЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЕЕ СОСТАВА И СТРУКТУРЫ 4 2.АНАЛИЗ ИСТОРИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ И СОВРЕМЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 10 3. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПОЛОЖЕНИЯ, ПРОБЛЕМ И ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 21 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 35 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 37 ВВЕДЕНИЕ Сегодняшняя система транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов.
7707 Слова | 31 Стр.
Сварка магистральных трубопроводов
Введение Настоящие Правила классификации и постройки морских подводных трубопроводов (далее – Правила МПТ) распространяются на трубопроводы, проектируемые, строящиеся и эксплуатируемые в шельфовых зонах морей, подводные переходы участков сухопутных магистральных трубопроводов до ближайшего от уреза воды запорного устройства, транспортирующие жидкие, газообразные и двухфазные углеводороды, а также другие среды, способные транспортироваться по трубопроводам. При проведении технического наблюдения кроме.
3047 Слова | 13 Стр.
Магистральные трубопроводы
Магистральные нефтепроводы Помните пословицу: «За морем телушка — полушка, да рубль перевоз. » Она как нельзя лучше характеризует важность транспортной проблемы. Можно, используя последние достижения науки и техники, добыть очень дешевое сырье. Но не забывайте: большинство нефтепромыслов в настоящее время находится далеко от нефтеперерабатывающих предприятий. Можно, конечно, использовать традиционные виды транспорта. На море грузить добываемую нефть в танкеры, на суше в железнодорожные цистерны.
2485 Слова | 10 Стр.
Требования безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов
СОДЕРЖАНИЕ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 2. ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 2.1. Общие требования 2.2. Технологические регламенты 2.3. Техническое обслуживание и ремонтные работы на объектах магистрального трубопровода 2.4. диагностирование объектов магистральных трубопроводов 2.5. охрана объектов магистральных трубопроводов 3.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ .
3910 Слова | 16 Стр.
Проект Газопровода “Южный поток”
4722 Слова | 19 Стр.
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов»
ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов» с применением методов интерактивного обучения Москва, 2009 г. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НАУКЕ И ОБРАЗОВАНИЮ Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина Кафедра горного права Коварская Г.Г., Шарифуллина А.Ф. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов» с применением.
16414 Слова | 66 Стр.
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов»
ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов» с применением методов интерактивного обучения Москва, 2009 г. ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НАУКЕ И ОБРАЗОВАНИЮ Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина Кафедра горного права Коварская Г.Г., Шарифуллина А.Ф. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСУ «Правовое регулирование магистрального транспорта углеводородов» с применением.
18004 Слова | 73 Стр.
Капитальный ремонт линейной части магистральных трубопроводов
работ на линейной части трубопровода Капитальный ремонт линейной части магистральных трубопроводов осуществляют тремя методами: на бровке траншеи; с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее; с прокладкой новой нитки параллельно действующему трубопроводу. Эти методы не распространяются на ремонт газопроводов из нестальных труб, по которым транспортируют газ, содержащий агрессивные компоненты, а также на газопроводы, находящиеся в специфических условиях ( болота, вечная мерзлота), где ремонтные.
3602 Слова | 15 Стр.
Расчет линейной части магистрального трубопровода
Содержание 1.Введение 4 2. Структура организации строительного производства 5 2.1 Определение числа линейных объектов строительных потоков (числа изоляционно-укладочных колонн) 6 2.2 Расчет транспортной схемы строительства магистрального трубопровода 11 3. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы 16 3.1 Расчет такелажной оснастки 17 3.2 Расчёт напряженного состояния труб при погрузочно-разгрузочных и транспортных работах. 20 4. Земляные работы 24 4.1. Параметры разрабатываемых траншей 25.
6441 Слова | 26 Стр.
Cсооружение магистрального трубопровода уренгой-новополоцк
проект Тема: Сооружение участка магистрального трубопровода Уренгой-Новополоцк (ПК 160,8-240,4 км) Группа ВНД-08-1 Исполнил студент: Проверил: . Москва 2012 ВЕДОМОСТЬ ПЕРЕСЕЧЕНИЙ Наименование | Пикет | 1 | р.Прав. Хетта. | 163,2 | 2 | Ручей б\н | 165,5 | 3 | Железная дорога | 180 | 4 | Автодорога | 186 | 5 | Автодорога | 211 | Описание участка строительства магистрального трубопровода. Территория строительства участка магистрального трубопровода Уренгой-Новополоцк.
5324 Слова | 22 Стр.
Технология прокладки магистрального газопровода
тему ” ТЕХНОЛОГИЯ ПРОКЛАДКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ДИАМЕТРОМ 1420 ММ В НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ” Группа ВНД-08-1 Выполнили студенты: . Проверил доцент Клышников И.Н. Москва 2011 Работы выполняются с использованием трубосварочных баз. Изоляционно-укладочные работы производятся совмещенным методом; испытание – гидравлическое, прокладка подземная СОДЕРЖАНИЕ 1. Технологический поток прокладки газопровода. 2. Технологии производства.
20347 Слова | 82 Стр.
Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями
нефтегазопроводов, баз и хранилищ Англоязычные диссертации Диссертации бесплатно Предстоящие защиты Рецензии на автореферат Отчисления авторам Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом Туманский Александр Петрович Мой кабинет Заказы: забрать, оплатить Диссертацию в корзину Мой личный счет Мой профиль Автореферат в корзину Мой авторский профиль Подписки на рассылки В корзине работ.
10959 Слова | 44 Стр.
Газопровод
РЕФЕРАТ Проблема обеспечения надежности газопроводов – сложная комплексная задача, которая включает технические, экономические и организационные аспекты. Повышение надежности может быть достигнуто за счет применения новых, более совершенных конструктивных решений, увеличения безотказности и долговечности транспортных систем, улучшения качества проектирования и строительства, оптимизации резервирования на магистральном транспорте нефти и газа, а так же улучшения технического обслуживания.
21742 Слова | 87 Стр.
Строительство подземного магистрального газопровода
одновременно экспортирует газовое топливо. Основная доля затрат по использованию природного газа в качестве топлива приходится на его транспортировку от мест добычи к местам потребления. Основным транспортом является трубопроводный. Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов – увеличение.
15181 Слова | 61 Стр.
Нефтеперекачивающие станции
Содержание Введение 1.Назначение НПС……………………………………….…..…………..……9-13 2.Общая часть. 2.1 Классификация НПС………. ………………. ……….14-16 2.2 НАСОСЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ……………..….17-18 2.3 Состав сооружений магистральных нефтепроводов………..…………19-22 2.4 Классификация и состав перекачивающих станций……………. ……23-25 2.5 Объекты хранения и распределения углеводородов…………. ……. 26-36 2.6 Объекты переработки нефти и газа………………………. …………. 37-48 2.7 Сооружения для морской.
10194 Слова | 41 Стр.
Ручная дуговая сварка газопроводов
государственный университет нефти и газа имени и.м. губкина» Факультет проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта Кафедра сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений Курсовая работа На тему: «Ручная дуговая сварка газопроводов» Выполнил: Бобылев Сергей Валерьевич студент 3 курса 150202 спец. 5 лет (срок обуч.) группа ТМ-09-6 № зачет. книжки ТМ-09-6 Подпись__________________________________ Преподаватель: Ефименко Любовь Айзиковна Должность: профессор.
7221 Слова | 29 Стр.
Диплом дожимные насосные станции
подготовки | | 1.2 Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции (ДНС) | | 1.3 Принцип работы дожимной насосной станции (ДНС) | | 2 ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ | | 2.1 Описание установки подготовки нефти ”Хитер-Тритер” | | 2.2 Принцип работы установки подготовки нефти ”Хитер-Тритер” | | 3 расчет МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА дожимной насосной станции (днс) | | 3.1 Материальный баланс первой ступени сепарации | | 3.2 Материальный.
5036 Слова | 21 Стр.
Сооружение насосных и компрессорных станций
В О Й П Р О Е К Т Сооружение насосных и компрессорных станций Проверил: Григорьев С.В. СОДЕРЖАНИЕ 1. ВВЕДЕНИЕ. 4 1.1. История и перспективы развития хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов 4 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. 5 2.1. Расчётная схема технологических трубопроводов НС. 5 3 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 12 3.1 Назначение и классификация насосных станций 12 3.2 Требования к устройству трубопроводов.
5980 Слова | 24 Стр.
Обоснование выбора комплекта оборудования для разработки траншеи при строительстве магистральных трубопроводов
Федеральное агентство по образованию РФ КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине «МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ» Тема: Обоснование выбора комплекта оборудования для разработки траншеи при строительстве магистральных трубопроводов Вариант 29 СОДЕРЖАНИЕ Цель и исходные данные………..………………………………………………. 3 ВВЕДЕНИЕ……………..……………………………………………….………. 4 1.Расчет геометрической формы траншеи………………………………….…. 6 2. Выбор.
12596 Слова | 51 Стр.
обеспечение пром безопаснсоти насосных станций МТ
Курсовая работа на тему: «Обеспечение безопасной эксплуатации насосных станций магистральных трубопроводов» Выполнил: ст.гр. МБП01-16-01 Э.А. Гайнуллин Проверил: д.т.н., профессор Р.Х. Идрисов Уфа 2017 г. СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1. Общие требования к магистральным рубопроводам 4 1.1. Требования к технологическим режимама перекачки.
1908 Слова | 8 Стр.
Газонаполнительная станция
Газонаполнительная станция Газонаполнительная станция (ГНС) — это база снабжения СУГ, включающая комплекс технологического оборудования, предназначенного для выполнения операций по приему, хранению и наполнению баллонов и цистерн автомобильных газовозов. Кроме того комплектация оборудования ГНС может обеспечивать также диагностику, ремонт и восстановление баллонов. ГНС различаются по производительности и технологической оснащенности согласно основному предназначению. Производительность газонаполнительной.
1893 Слова | 8 Стр.
Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция
других токсичных веществ. За 1984-1994 гг. в России была создана широкая сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) для заправки автомобилей КПГ. В настоящее время в 126 городах России действует 189 АГНКС различной мощности (от 500 до 250 заправок автомобилей в сутки). 1Краткие сведения о рассматриваемом объекте. Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) предназначена для заправки грузовых, легковых газобаллонных автомобилей и передвижных автогазозаправщиков.
7599 Слова | 31 Стр.
Техническое обслуживание компрессорных станций ПКС-150/8 (6вкм)
Техническое обслуживание компрессорных станций ПКС-150/8 в блочно-передвижном варианте с компрессорами 6 ВКМ-25/8 и 6ВВ-25/9. 1. Нормативная и техническая документация Устройство, монтаж и эксплуатация компрессорных станций должны отвечать требованиям «Правил устройств и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов»,«Правил устройств электроустановок», «Правил эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил безопасности в угольных шахтах».
1313 Слова | 6 Стр.
Устройство компрессорных станций Санкт-Петербургский Государственный Технологический Институт Кафедра: Технологии нефтехимических и углехимических производств Отчёт о производственной практике на предприятии ООО «Газпром» Выполнил: Шеков А.П. С.-Петербург 2008 История этого ЛПУ МГ уходит в далёкие 70е года 20го века. С тех пор мало что изменилось. Строились новые сооружения только для рабочего персонала и складирования расходных материалов (красок, лаков, топлива, стройматериалов, запорной арматуры).
3135 Слова | 13 Стр.
Отчёт о производственной практике на предприятии ООО «Газпром»
подачи газа по месяцам года по газопроводам России в период 1985-1995 гг. Данные рис. 1, отражают изменение среднесуточной подачи газа по месяцам каждого года, за весь рассматриваемый период их эксплуатации и свидетельствует о том, что в период 1985–1990 гг. из года в год увеличивался объём потребляемого газа в среднем на 100 млн. м3 . Увеличение объёма перекачиваемого газа в этот период определялось главным образом за счёт ввода в эксплуатацию новых газопроводов. Одновременно с этим улучшались.
2529 Слова | 11 Стр.
КР Машины и оборудование
Технологическая схема компрессорной станции 5 2.Подготовка газа к транспорту 6 3.Технологический расчет газопровода 8 4. Подбор компрессорно-силового оборудования. Расчет режима работы компрессорной станции. 10 5. Охлаждение газа 12 6. Маслохозяйство компрессорного цеха 13 7. Строительная часть компрессорного цеха 14 8. Контрольно-измерительные приборы 15 9. Решение генплана компрессорной станции 16 10. Спецификация.
3856 Слова | 16 Стр.
Курсовая Проковьева
Содержание: Задание на курсовое проектирование № 22 от 13.01.2017 г. . . . . . . . . . 2 Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 1. Технологическая часть. 1.1 Общие сведения о газопроводе и КС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.2 Технологические операции на КС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3 Технологическая схема КС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4862 Слова | 20 Стр.
отчет по практике копия
профессионального образования «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА» ФИЛИАЛ РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА В Г. ОРЕНБУРГЕ Отделение: ЭСТТ ОТЧЕТ об учебно-ознакомительной практике «Состав и сооружения магистрального газопровода» Начало практики Окончание практики 29.06.14 26.07.14 Студент группы . _________________ .
2812 Слова | 12 Стр.
Назначение и устройство КС
устройство компрессорных станций» Выполнил: Соколов И.Н. Проверил: Варламова Н.Н. Хабаровск 2014 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3 1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОПИСАНИЕ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ…………. 4 2 СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА НА КС……………..8 3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ………. 14 4 СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ……………………………………………….
4005 Слова | 17 Стр.
2Автоматизация газоперекачивающего агрегата 2
профиль: Безопасность технологических процессов и производств квалификация: магистр РАБОЧАЯ ПРОГРАММА дисциплина: Производственная практика Газоперекачивающий агрегат Тюмень 2016 Содержание Введение 1. Назначение и описание компрессорной станции 1.1 Система подготовки транспортируемого газа на КС 1.2 Газоперекачивающий агрегат ГПА-10 1.2.1 Назначение и технические данные газоперекачивающего агрегата 1.2.2 Устройство и работа агрегата 2. Техническое обслуживание и ремонт ГПА 3. Система.
Магистральный Газопровод Компрессорная Станция Сочинения и курсовые работы Курсовой проект-Головная компрессорная станция магистрального газопровода Тема «Головная компрессорная
Источник: www.skachatreferat.ru
Реферат – Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов
Глава 2
НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.
При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5-7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.
Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.
На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры – комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.
Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа “Солар” и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.
Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.
Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.
Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.
Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.
Рис. 2.1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра:
На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС.
Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис. 2.2.
2.2. Назначение и описание компрессорной станции
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 2.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Компрессорная станция – неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
Рис. 2.3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На рис. 2.3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 – узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 – камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 – установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 – установка охлаждения технологического газа; 5 – газоперекачивающие агрегаты; 6 – технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 – запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 – установка подготовки пускового и топливного газа; 9 – установка подготовки импульсного газа; 10 – различное вспомогательное оборудование; 11 – энергетическое оборудование; 12 – главный щит управления и система телемеханики; 13 – оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.
Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.
2.3. Системы очистки технологического газа на КС
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 2.4), которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых хорошо иллюстрируется схемой рис. 2.4.
Рис. 2.4. Вертикальный масляный пылеуловитель:
1 – сепараторное устройство; 2 – выходной патрубок; 3, 4, 5 – контактные и дренажные трубки; 6 – люк; 7 – входной патрубок; 8 – отбойный козырек
Рис. 2.5. Циклонный пылеуловитель:
1 – верхняя секция; 2 – входной патрубок; 3 – выходной патрубок; 4 – циклоны; 5 – нижняя решетка; 6 – нижняя секция; 7 – люк-лаз; 8 – дренажный штуцер; 9 – штуцеры контролирующих приборов; 10 – штуцеры слива конденсата
Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
Циклонный пылеуловитель (см. рис. 2.5) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.
Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.
Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 2.7).
Рис. 2.7. Фильтр-сепаратор:
1 – корпус фильтр-сепаратора; 2 – быстрооткрывающийся затвор; 3 – фильтрующие элементы; 4 – направляющая фильтрующего элемента; 5 – трубная доска камеры фильтров; 6 – каплеотбойник; 7 – конденсатосборник
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию – секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр-элементов на новые.
Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях образуются твердые кристаллические вещества – гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.
С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов.
Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных сооружениях магистрального газопровода перед его раздачей потребителям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях (ГРС).
2.4. Технологические схемы компрессорных станций
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
– приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
– очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
– распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
– охлаждения газа после компремирования в АВО газа;
– вывода КЦ на станционное “кольцо” при пуске и остановке;
– подачи газа в магистральный газопровод;
– транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
– при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
– схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;
– схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.
Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.
На рис. 2.8 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.
Рис. 2.8. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА
После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.
Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.
После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги.
После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.
После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод.
Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.
Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.
На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).
На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений – до и после поршня.
На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.
Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.
На рис. 2.9 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.
Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые “режимные” краны (№ 41-9), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.
Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.
Рис. 2.9. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА
Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является:
– схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры;
– схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в “резерве”, агрегаты;
– при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим “кольцо” и второй агрегат;
– отпадает необходимость в кранах № 3, режимных № 41- 49, а на некоторых обвязках и № 3бис;
– возможны большие потери газа из-за не герметичности режимных кранов.
Отдельные главы из книги, авторы неизвестныВ книге рассматриваются устройство, расчеты отдельных систем, вопросы эксплуатации компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов. Гл.
Источник: lib.rushkolnik.ru
Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов
Монтаж линейных участков внутриплощадочных подземных технологических трубопроводов проводят из предварительно сваренных и заизолированных трубных секций. Каждая секция опускается на дно траншеи двумя трубоукладчиками. Сварка секций выполняется на дне траншеи. Для удобства и обеспечения необходимых условий для сварки в траншеях через каждые 36 м устраивают уширения и углубления, называемые приялками.
Компрессорные станции
Предназначение
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для поддержания в них рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных проектами объемах. КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 125 км. К агрегатам КС ( головной и промежуточным) газ поступает под давлением около 4 МПа. Здесь он очищается от примесей, осушается, компримируется, охлаждается и под давлением 7 5 МПа подается в газопровод.
Назначение и описание компрессорной станции
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на Рис. 2.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Компрессорная станция – неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
Рисунок 2.2 – Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы
Компоновка основного оборудования
Рисунок 2.3-Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На Рис. 2.3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 – узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 – камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 – установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 – установка охлаждения технологического газа; 5 – газоперекачивающие агрегаты; 6 – технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 – запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 – установка подготовки пускового и топливного газа; 9 – установка подготовки импульсного газа; 10 – различное вспомогательное оборудование; 11 – энергетическое оборудование; 12 – главный щит управления и система телемеханики; 13 – оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.
Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.
Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.
Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления ( = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.
2.4 Технологические схемы компрессорных станций
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
– приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
– очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
– распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
– охлаждения газа после компремирования в АВО газа;
– вывода КЦ на станционное “кольцо” при пуске и остановке;
– подачи газа в магистральный газопровод;
– транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
– при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
– схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;
– схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.
Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе
Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов Монтаж линейных участков внутриплощадочных подземных технологических трубопроводов проводят из предварительно сваренных и
Источник: referat.yabotanik.ru
Станьте первым!