|
Станция
№ГПА
|
Наработка,
час.
|
Мощность/КПД,
кВт/%.
|
|
|
|
до
ремонта
|
|
|
|
дата
|
N/КПД
|
ГТК-10-4
|
31
|
137623
|
26.12.03
|
9425/27
|
|
32
|
123326
|
23.08.04
|
8748/25.9
|
|
33
|
119860
|
28.12.04
|
6376/18.8
|
|
34
|
93159
|
26.02.05
|
9112/27.5
|
|
35
|
106173
|
17.02.05
|
8350/27.6
|
|
36
|
94622
|
19.01.04
|
7679/24.5
|
|
37
|
91857
|
26.02.02
|
8130/26.3
|
|
38
|
73547
|
01.10.05
|
7435/23.5
|
компрессорного цеха, разделенного промежуточной
вставкой служебно-производственного назначения на две части, в которых
установлены соответственно 6 агрегатов и 2 агрегата ГТК-10-4.
Нагнетатели Н-370-18-1 обвязаны по универсальной
схеме обвязки, обеспечивающей параллельно-последовательную их работу - 3 группы
нагнетателей работающих параллельно, по два агрегата в группе работающих
последовательно. В таблице №1.2 приведена наработка агрегатов ГТК-10-4
установленных в цехе №3 с момента ввода цеха в эксплуатацию.
Назначенный общий ресурс работы агрегатов 100
тыс. часов превышен у 4 агрегатов.
Длительная эксплуатация агрегатов, превышение
установленного общего ресурса привели к ухудшению технического состояния
агрегатов. Результаты теплотехнических испытаний показывают, что приведенная
мощность агрегатов ГТК-10-4 цеха №3 КС колеблется в пределах 6,3-9,1 МВт, а
эффективный К.П.Д. не превышает 26 - 27%.
Анализ технического состояния агрегатов ГТК-10-4
цеха №3 КС свидетельствует о физическом и моральном старении агрегатов данного
типа.
Современный мировой уровень К.П.Д. приводных
газотурбинных установок в диапазоне мощностей 16-25 МВт, наиболее оптимальный
для оснащения магистральных газопроводов диаметром 1420 мм., характеризуются
следующими величинами К.П.Д.:
.34-35,5% - авиационный тип;
.30-33% - промышленный безрегенеративный тип;
.34,5-36,5% - промышленный регенеративный тип.
Дальнейшая эксплуатация агрегатов ГТК-10-4 цеха
№3 при наработках значительно превышающих установленный ресурс, будет
сопровождаться дальнейшим ухудшением технического состояния ГПА, перерасходом
топливного газа, сокращением межремонтных периодов, и как следствие увеличение
затрат на выполнение планово-предупредительных ремонтов.
Снижение располагаемой мощности ГПА, снижение
коэффициента готовности ГПА приведет к уменьшению производительности
газотранспортной системы ООО «Севергазпром» и снижению надежности транспорта
газа, что будет сопровождаться недоподачей объемов транспортируемого газа.
.2.4 Установка охлаждения газа
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов
большого диаметра показал, что в летние периоды эксплуатации в связи с высокой
температурой наружного воздуха и грунта транспортируемый газ не успевает
охлаждаться до температуры грунта на участках между КС, в результате чего по
мере возрастания номера КС происходит повышение средней температуры
транспортируемого газа в процессе движения, что увеличивает расход энергии на
транспорт газа, в некоторых случаях приводит к потере устойчивости трубы и
противокоррозионной изоляции, приводит к разрывам трубопроводов.
В компрессорном цехе №3 для охлаждения газа
установлены 7 АВО типа «Крезо-Луар». Температура газа в осенне-весенний период
поддерживается на уровне 25-300С, а в летний период эксплуатации определяется и
ограничивается температурой наружного воздуха. В связи с тем, что мощности 7
установленных АВО не хватает, возникает необходимость добавления еще 3-х
установок.
.2.5 Трубы, арматура, соединительные детали
трубопроводов
Диаметры технологических трубопроводов выбраны
на основании гидравлических расчетов из условий допустимых скоростей:
.для газа 10-20 м/с;
.для жидкостей - на всасе насосов до 1 м/с, на
нагнетании до 2 м/с.
Согласно СНиП 2.05.06-85*технологические
трубопроводы в пределах площадки КС предусмотрены как участки категории «В» с
коэффициентом работы m=0,6.
При выборе материалов труб и соединительных
деталей в проекте в соответствии со СНиП 23-01-99 «Строительная климатология»
приняты:
.температура наиболее холодной пятидневки -
минус 450С;
.температура наиболее холодного периода - минус
270С.
Ударная вязкость металла труб и соединительных
деталей, находящегося под воздействием рабочего давления, принята в
соответствии со СНиП 2.05.06-85*.
Трубы диаметром 426 мм и ниже применены из стали
09Г2С по ТУ 14-3-1128-00. Трубы диаметром 530 мм и выше приняты из стали
10Г2ФБЮ по ТУ 14-3-1573-99.
Толщины стенок определены согласно рекомендациям
СНиП 2.05.06-85*.
Для повышения степени надежности обвязки
нагнетателя трубопроводы от коллектора до нагнетателя по всасу, нагнетанию и
пусковому контуру приняты с утолщенной стенкой.
Поставка труб заводом-изготовителем производится
с обязательным выполнением следующих требований:
.трубы отечественного производства должны
поставляться с гарантией по химическому составу и механическим свойствам. Поставка
труб по ГОСТ 8731-74, ГОСт 8733-74 группы Б из канатной заготовки;
.величины давлений гидроиспытаний труб на
заводах-изготовителях должны быть определены в соответствии с указаниями СНиП
2.05.06-85*, а также соответствующих ГОСТ и ТУ на трубы;
.трубы Ду 700, Ду 1000 мм для подземных
трубопроводов должны поставляться с заводским трехслойным антикоррозийным
покрытием.
В обвязке технологического оборудования проектом
предусмотрена отключающая арматура Ду 50-1000 мм для природного газа на
давление Ру 8,0 МПа.
Выбор арматуры выполнен с учетом максимального
рабочего давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает
арматура в процессе эксплуатации. Арматура, устанавливаемая на открытых
площадках принимается в исполнении «ХЛ», в отапливаемых помещениях в исполнении
«У» из углеродистой стали.
Вся запорная арматура, устанавливаемая на
трубопроводах газа принимается по классу герметичности А по ГОСТ 9544-93.
Детали трубопроводов должны соответствовать
требованиям СНиП 2.05.06-85*. Соединительные детали трубопроводов заводского
изготовления в соответствии с ТУ 102-488-95 и ГОСТ 17375-01 - ГОСТ 17379-01.
В зависимости от диаметра и способа прокладки
трубопроводов приняты следующие исполнения соединительных деталей:
.для Ду 700-1000 мм исполнение «ХЛ» согласно ТУ
102-488-95;
.для Ду 50-400 мм из стали 09Г2С согласно ГОСТ
17375-01 - 17379-01.
Все соединительные детали должны быть
термообработаны в заводских условиях и испытаны гидравлическим давлением,
равным 1,5 рабочего давления.
2.2.6 Расчет компрессорного цеха №3 КС
«Юбилейная» до реконструкции
Режим работы компрессорного цеха с
неполнонапорным нагнетателям
Производительность нагнетателя 370-18-1 с
приводом от ГТК-10-4, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и давлении Р=0,1013
МПа
(1.1)
Давление газа на входе в КЦ
, (1.2)
где Pвс - давление на всасе КЦ,
МПа;к - конечное давление на участке газопровода, МПа; Pк = 4,98 МПа;
- потери давления в пылеуловителях и
входном шлейфе КЦ, МПа;
Для одноступенчатой очистки и
газопроводов Ø1420 МПа.
вс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.
Температура газа на входе в КЦ
Твс = Тк = 274,45 К.
Коэффициент сжимаемости газа
Определяем коэффициент сжимаемости
zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения
приведенных температуры Tпр и давления Pпр.
, (1.3)
где Рпр - приведенное давление.
, (1.4)
где Тпр - приведенная температура.
Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр,
(1.5)
где Ркр - критические давление газа,
Мпа;
Ткр - критические температура газа,
К;
Критическая температура газа Ткр, К
находится по формуле:
Ткр = , (1.6)
где Ткрi - критическая температура
i-го компонента газа, К.
Подстановка в формулу (1.6) даёт:
Ткр = 0,9716 · 190,66 + 0,0132 ·
305,46 + 0,0047 · 369,90 + 0,0079 · 126,20 + 0,0001 · 304,26 = 192,04 К.
Найдем критическое давление газа
Ркр, МПа по следующей формуле:
Ркр = , (1.7)
где Ркрi - критическое давление i-го
компонента газа, МПа.
Ркр = 0,9716 · 4,640 + 0,0132 ·
4,884 + 0,0047 · 4,255 + 0,0079 · 3,394 + 0,0001 · 7,386 = 4,62 МПа.
Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;
Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;
;
.
Газовая постоянная компримируемого
газа
, (1.8)
где R - газовая постоянная
компримируемого газа, кгм/кгК;
∆ст - относительная плотность
воздуха при стандартных условиях; ст = 0,568.
;
, (1.9)
где Rв - газовая постоянная воздуха,
Дж/кг К; Rв=286,8 Дж/кгК.
=286,8/0,568=504,9 Дж/кгК.
Плотность газа в условиях входа его
в нагнетатель
, (1.10)
где Рвс - плотность газа в условиях
входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.
кг/м3
По формуле (1.11) находим объёмную
производительность
Объёмная производительность
нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К
(1.11)
где Qоб - объёмная
производительность нагнетателя, м3/мин;к - производительность нагнетателя,
м3/мин.
м3/мин.
Задаёмся частотой вращения ротора
нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в
диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим,
что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,9nн. Следовательно n = 4320 об/мин.
По формуле (1.12) находим приведенную
объёмную производительность Приведенная объёмная производительность
, (1.12)
где Qпр - приведенная объемная
производительность, ;об -
объёмная производительность нагнетателя, м3/мин.
.
По формуле (1.13) находим
приведенную частоту вращения ротора нагнетателя
Приведенная частота вращения ротора
нагнетателя
, (1.13)
где [n/nн]пр - приведенная частота
вращения ротора нагнетателя- выбранная частота вращения ротора нагнетателя,
об/мин;пр, Тпр, Rпр - параметры газа из характеристики, составленной для
данного нагнетателя;вс, Твс, R - параметры газа в нагнетатель.
.
Степень сжатия нагнетателя находим
из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. находим, что Qпр =
1,185.
Приведенная относительная внутренняя
мощность нагнетателя и политропический КПД. Приведенную относительную
внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики
нагнетателя в зависимости от Qпр:
,
где - приведенная относительная
внутренняя мощность нагнетателя, ;
- политропический КПД.
Внутренняя мощность, потребляемая
нагнетателем
, (1.14)
где Ni, - внутренняя мощность,
потребляемая нагнетателем, кВт.
По формуле (1.14) находим внутреннюю
мощность, потребляемая нагнетателем
По формуле (1.15) находим мощность
потребляемую нагнетателем мощность, потребляемая нагнетателем
Согласно , мощность N, кВт,
потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:
, (1.15)
где ŋм - механический КПД. Для
нагнетателя 380-18-1 м = 0,99.
;
Согласно [2], мощность N, кВт,
потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:
= Ni + Nмех, (1.16)
где Nмех - механические потери
мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 380-18-1 Nмех = 100
кВт.
= 6207 + 100 = 6307 кВт.
Удалённость режима работы
нагнетателя от границы помпажа
Удалённость режима работы
нагнетателя от границы определяется по следующему условию:
, (1.17)
где Qпрmin - это минимальное
значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики,
Qпрmin = 250 м3/мин.
.
Находим располагаемую мощность ГТУ
, (1.18)
где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;
- номинальная мощность ГТУ, кВт, = 10000 кВ
Кн - коэффициент, учитывающий
техническое состояние ГТУ, Кн = 0,9;
Кt - коэффициент, учитывающий
влияние температуры наружного воздуха, Кt = 1;
Коб - коэффициент, учитывающий
влияние антиобледенения системы, Коб = 1,04;
Ку - коэффициент, учитывающий
влияние системы утилизации тепла выхлоп ных газов, Ку = 1,01;
Т3 - расчётная температура, К;
Тзн=288 К;
кВт.
Исходя из полученного значения видно, что
условия выполняются, то есть:
; ;
;
.
По формуле (1.19) находим давление
нагнетателя
Рвых = Рвс , (1.19)
где Рвых - давление на выходе из нагнетателя,
МПа.
Рвых = 4,86 *1,185 = 5,8 МПа.
По формулам (1.20) и (1.21) находим
температуру газа на выходе из ЦБН
, (1.20)
где Твых - температура газа на
выходе из ЦБН, К;
- повышение температуры при
компримировании, К.
(1.21)
К.
По формуле (1.22) и (1.23) находим
расход топливного газа 1 ГПА
, (1.22)
где qтг - расход топливного газа на
КЦ, тыс. ст. м3/час;
- номинальный расход топливного
газа, тыс. ст. м3/час;
, (1.23)
где - - низшая теплотворная способность
газа, ккал/ст. м3; = 7990,9
ккал/ст. м3;
- номинальный КПД ГПА; =0,265
4,06 тыс. ст. м3/час;
Режим работы с полнонапорным
нагнетателем
Определяем давление во второй
нагнетатель
Рвс 2 = Рвых 1 - (0,0150,025) = 5,8
- 0,015 = 5,785 МПа,
где 0,0150,025 -
потери в обвязке при переходе из первого нагнетателя во второй, МПа.
Определяем температуру на всасе во
второй нагнетатель
Твс 2 = Твых 1 = 287,79
Плотность газа в условиях входа его
в нагнетатель
кг/м3;
По формуле (1.11) находим объёмную
производительность
м3/мин.
Задаёмся частотой вращения ротора
нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в
диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим,
что nн = 4800 об/мин. Задаёмся n = 0,97nн. Следовательно n = 4656 об/мин.
По формуле (1.12) находим
приведенную объёмную производительность
.
По формуле (1.13) находим
приведенную частоту вращения ротора нагнетателя
.
Степень сжатия нагнетателя находим
из характеристики для данного нагнетателя по Qпр и [n/nн]пр. Из графика
находим, что = 1,21
Приведенная относительная внутренняя
мощность нагнетателя и политропический КПД Приведенную относительную внутреннюю
мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики
нагнетателя в зависимости от Qпр:
.
По формуле (1.14) находим внутреннюю
мощность, потребляемая нагнетателем
По формуле (1.15) находим мощность
потребляемую нагнетателем
;= 8278 + 100 = 8378 кВт.
В результате расчетов получили
; ;
; .
Удалённость режима работы
нагнетателя от границы помпажа
.
По формуле (1.19) находим давление
нагнетателя
Рвых 2 = 5,81,21= 7,018 МПа.
По формуле (1.20) и (1.21) находим
температуру газа на выходе из ЦБН
К.
По формуле (1.22) находим расход
топливного газа 1 ГПА
4,06 тыс. ст. м3/час.
Суммарный расход топливного газа
= (2,91 + 3,54)*3=19,35 тыс. ст.
м3/час.
.2.7 Расчет КЦ №3 после
реконструкции
Определение режима работы
компрессорного цеха с полнонапорными нагнетателями
Производительность нагнетателя
398-22-1 с приводом от ГПА-16МГ90Р, млн. ст. м3/сут при температуре 293 К и
давлении Р=0,1013 МПа
(1.24)
где Q - необходимая
производительность, млн. ст. м3/сут; Q=90,2 млн. ст. м3/сут;- количество
рабочих полнонапорных нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную
способность, n = 3.
Давление газа на входе в КЦ
, (1.25)
где Pвс - давление на всасе КЦ,
МПа;к - конечное давление на участке газопровода, МПа; Pк = 4,98 МПа;
- потери давления в пылеуловителях и
входном шлейфе КЦ, МПа;
Для одноступенчатой очистки и
газопроводов Ø1420 МПа.
вс = 4,98 -0,12 = 4,86 МПа.
Температура газа на входе в КЦ
Твс = Тк = 274,45 К.
Коэффициент сжимаемости газа
Определяем коэффициент сжимаемости
zвс при параметрах Pвс и Tвс на входе в нагнетатель. Определим значения
приведенных температуры Tпр и давления Pпр.
, (1.26)
где Рпр - приведенное давление.
, (1.27)
где Тпр - приведенная температура.
Рпр = Рвс / Ркр; Тпр = Твс / Ткр,
(1.28)
где Ркр - критические давление газа,
Мпа;
Ткр - критические температура газа,
К;
Критическая температура газа Ткр, К
находится по формуле:
Ткр = , (1.29)
где Ткрi - критическая температура
i-го компонента газа, К.
Подстановка в формулу (1.28) даёт:
Ткр = 0,9716 · 190,66 + 0,0132 ·
305,46 + 0,0047 · 369,90 + 0,0079 · 126,20 + 0,0001 · 304,26 = 192,04 К.
Найдем критическое давление газа
Ркр, МПа по следующей формуле:
Ркр = , (1.29)
где Ркрi - критическое давление i-го
компонента газа, МПа.
Подставим численные значения в
формулу (1.29) и получим:
Ркр = 0,9716 · 4,640 + 0,0132 ·
4,884 + 0,0047 · 4,255 + 0,0079 · 3,394 + 0,0001 · 7,386 = 4,62 МПа.
Рпр = 4,86 / 4,62 = 1,05;
Тпр = 274,45 / 192,04 = 1,43;
;
.
Газовая постоянная компримируемого
газа
, (1.30)
где R - газовая постоянная
компримируемого газа, кгм/кгК;
ст - относительная плотность воздуха
при стандартных условиях;
ст = 0,568.
;
,
где Rв - газовая постоянная воздуха,
Дж/кгК; Rв=286,8 Дж/кгК.
=286,8/0,568=504,9 Дж/кгК.
Плотность газа в условиях входа его
в нагнетатель
, (1.31)
где Твс - плотность газа в условиях
входа его в нагнетатель, кг/ст. м3.
кг/м3
Объёмная производительность
нагнетателя при параметрах входа Pвс, МПа и Tвс, К
(1.32)
где Qоб - объёмная
производительность нагнетателя, м3/мин;к - производительность нагнетателя,
м3/мин.
Объёмная производительность
приведенная к начальным условиям построения газодинамической характеристики:
(1.33)
Задаёмся частотой вращения ротора
нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн, об/мин в
диапазоне: 0,7nн < n < 1,05nн. Из характеристики нагнетателя находим,
что nн = 5300 об/мин. Задаёмся n = 0,95nн. Следовательно nпр = 5035 об/мин.
(1.34)
Степень сжатия нагнетателя находим
из характеристики для данного нагнетателя по Q и n. Из графика находим, что
= 1,44.
Политропический КПД нагнетателя ηпол = 0,86
Приведенная внутренняя мощность
нагнетателя N, кВт
, => (1.35)
кВт
где Pнач = Pк/ε = 7,45/1,44
= 5,17 МПа
Согласно п. 51-1-85 ОНТП, мощность
N, кВт, потребляемая нагнетателем определяется по следующей формуле:
= Nвс + Nмех, (1.36)
где Nмех - механические потери
мощности на муфте и в подшипниках, кВт. Для нагнетателя 398-22-1 Nмех = 250
кВт.
= 14591 + 350 = 14841 кВт.
Удалённость режима работы
нагнетателя от границы определяется по следующему условию:
, (1.37)
где Qпрmin - это минимальное
значение приведенной объёмной производительности, взятое из характеристики,
Qпрmin = 450 м3/мин.
.
Сравнивая полученную потребляемую
мощность нагнетателя N = 14841 кВт с номинальной мощностью Neн = 16000 кВт, мы
получаем следующее: N < Neн; 14841 < 16000.
Необходимо выполнить расчёт
располагаемой мощности , кВт,
исходя из условий:
; .
Располагаемая мощность
, (1.38)
где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;
- номинальная мощность ГТУ, кВт, = 16000
кВт;
Кн - коэффициент, учитывающий
техническое состояние ГТУ, Кн = 0,95;
Кt - коэффициент, влияние
температуры наружного воздуха, Кt = 3,4;
Коб - коэффициент, учитывающий
влияние антиобледелительной системы, Коб = 1;
Ку - коэффициент, учитывающий
влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, Ку = 1
Т3 - расчётная температура, К;
Т3 = Ta+ Ta, (1.39)
где Ta - средняя температура воздуха
в рассматриваемый период, К; Ta=281,86 К;- поправка на изменчивость климатических
параметров, К; Ta=5 К;
Т3=281,86 + 5 = 286,86 К;
Тзн - номинальная температура
воздуха перед ГТУ, К; Тзн=288 К;
Рат - расчётное давление наружного
воздуха, МПа, Ра = 0,0998 МПа.
кВт.
Исходя из полученного значения видно, что
условия выполняются, то есть:
; ;
; .
Давление нагнетателя
Рвых = Рвс , (1.40)
где Рвых - давление на выходе из
нагнетателя, МПа.
Рвых = 4,86 * 1,44 = 7,0 МПа.
Температура газа на выходе из ЦБН
, (1.41)
где Твых - температура газа на
выходе из ЦБН, К;
- повышение температуры при
компримировании, К.
(1.42)
К.
Расход топливного газа 1 ГПА
, (1.43)
где qтг - расход топливного газа на
КЦ, тыс. ст. м3/час;
- номинальный расход топливного
газа, тыс. ст. м3/час;
, (1.44)
где - - низшая теплотворная способность
газа, ккал/ст. м3; = 7990,9
ккал/ст. м3; номинальный КПД ГПА; =0,34.
тыс. ст. м3/час;
5,06 тыс. ст. м3/час;
Общий расход газа для трех ГПА
= 4,73 * 3= 14,19 тыс. ст. м3/час.
.3 Организационная часть
.3.1 Анализ технических решений по
реконструкции
Модернизация ГПА и реконструкция
компрессорных станций в связи с необходимостью обеспечения транспорта
перспективных потоков газа, технической и экологической безопасности работы
газотранспортных систем, а так же экономии материальных и энергетических
ресурсов в процессе эксплуатации, является одной из важнейших задач как для
всей газовой отрасли так и для ООО «Севергазпром».
Для принятий оптимальных решений по
повышению технологического уровня ГПА и выбора оптимального варианта
реконструкции компрессорных станций при минимальном уровне
строительно-монтажных работ и капитальных вложений выполнен анализ технических
решений и проектов реконструкции компрессорных цехов.
Основные решения на реконструируемых
КС вытекают из следующих способов и вариантов реконструкции:
.повышение технического уровня ГПА
путем замены физически изношенных его систем. Такой подход целесообразен в том
случае, если в реконструкцию ГПА вносятся принципиальные изменения, улучшающие
технико-экономические показатели агрегатов, например, внедряется регенерация тепла
выхлопных газов. В том случае, когда технико-экономические показатели не
улучшаются, а только восстанавливаются до исходных значений, такой подход к
реконструкции является неприемлемым.
.реконструкция агрегатов путем
замены малоэффективных газотурбинных приводов на современные приводы судового и
авиационного типа. Этот способ наименее трудоемкий и капиталоемкий, так как
реконструкции подлежит только привод, а компрессор и нагнетатель с обвязкой
остаются неизменными. Такой способ наиболее приемлем для КС оснащенных ГПА с
полнонапорными нагнетателями. Основой реализации указанного направления
является наличие серийного производства современных газотурбинных приводов, а
так же освоенного производства сменных проточных частей центробежных
нагнетателей, так как во многих случаях в связи с изменением режимов
эксплуатации КС требуется реконструкция нагнетателей с целью уменьшения или
увеличения производительности.
.реконструкция цехов КС,
расположенных в капитальных зданиях, путем установки полнонапорных центробежных
нагнетателей и современных приводных турбин. К преимуществам такой схемы
реконструкции относятся следующие особенности:
.использование существующих зданий и
фундаментов, что обеспечивают экономию капитальных вложений на 11%, а объем
строительных работ уменьшатся на 30% по сравнению с новым строительством;
.не требуется отвод земельного
участка под строительство (2 -2,5 Га);
.используется часть оборудования
реконструируемой КС (склад масел, воздухоприемные и газовыхлопные системы,
трубопроводы и арматура и т.д.);
.повышается надежность работы КС за
счет применения более надежной параллельной схемы подключения агрегатов;
.уменьшаются потери газа и
повышается эффективный расход топлива КС на 3 - 4% за счет равномерной загрузки
всех ГПА, так как при последовательно-параллельной схеме подключения агрегатов
первые ГПА, как правило, загружены меньше, чем вторые. При указанной схеме, для
обеспечения транспорта заданных объемов газа, реконструкция выполняется в
несколько этапов, заключающихся в последовательной замене ГПА при работающей
компрессорной станции.
Строительство новых компрессорных
цехов, оснащенных высокоэффективными ГПА. Этот способ реконструкции применим в
том случае, если имеется свободная площадка в районе действующей КС, а
остановка КС или вывод некоторых ГПА невозможны по режиму работы магистрального
трубопровода.
Конструктивные особенности ГПА для
реконструируемых КС должны отвечать ряду требований:
.объем строительно-монтажных работ
должен быть минимальным, а монтируемое оборудование должно устанавливаться на
существующие фундаменты и стыковаться с уже имеющимся оборудованием КС.
.параметры основного оборудования
должны соответствовать режимам работы КС. При замене установленных ГПА на
агрегаты повышенной единичной мощности необходима модернизация проточных частей
установленных ЦБН.
.масса оборудования или его
отдельных модулей должна позволять осуществлять монтаж существующими
грузоподъемными средствами.
.технико-экономический уровень
оборудования должен соответствовать современному уровню.
Исходя из соображений минимизации
капиталовложений и поддержания заданного режима работы цеха №3 в дипломном
проекте выбран вариант поэтапной реконструкции без остановки или уменьшения
транспорта газа.
На первом этапе реконструкции
устанавливаются в двухтурбинной части цеха 2 агрегата ГПА-16МГ90 с
полнонапорными нагнетателями 398-22-1, 3 аппаратов воздушного охлаждения. На
втором этапе установим 2 агрегата ГПА-16МГ90 с полнонапорными нагнетателями
398-22-1, в шеститурбинной части компрессорного цеха №3.
.3.2 Описание технологических
решений по реконструкции КЦ №3
На первом этапе реконструкции КС
предусматривается установка 2-х агрегатов ГПА-16МГ90 с нагнетателями 398-22-1.
Агрегат состоит из газотурбинного судового конвертированного двигателя ДГ90Л2.1
мощностью 16 МВт и центробежного нагнетателя 398-22-1 с конечным давлением 7,4
МПа и номинальной степенью сжатия 1,5. Агрегаты устанавливаются в 2-х турбинной
части цеха на фундаменты старых агрегатов.
Газовая обвязка нагнетателя
выполняется по коллекторной схеме для параллельной работы агрегатов коллектора
всасывания и нагнетания агрегатов приняты из труб Ду 1000 мм и прокладываются
подземно.
Газ к входному патрубку нагнетателя
ГПА подается по надземному входному трубопроводу Ду 1000 мм. На входном
трубопроводе установлены:
.входной отсечной кран Ду 1000 мм
(кран №1);
.байпас крана №1 Ду 80 с
пневмоприводом (кран №4) и ручными кранами и дроссельная шайба;
.люк-лаз хомутовый Ду 1000/500 с
защитной решеткой.
Скомпримированый газ от выходного
патрубка нагнетателя в подземный коллектор нагнетания Ду 1000 мм подается по
надземному выходному трубопроводу Ду 1000 мм, на котором установлены:
.выходной отсечной кран Ду 1000
(№2);
.обратный клапан Ду 1000;
.люк-лаз хомутовый Ду 1000/500.
В обвязке каждого ГПА предусмотрена
линия пускового контура Ду 500, предназначенная для подачи технологического
газа от выхода нагнетателя на вход цеха перед пылеуловителями при пуске и
останове ГПА, а также при перепуске газа из линии нагнетания на всас при
антипомпажном регулировании. Для регулирования работы нагнетателя на режимах
пуска и останова, а также защиты его от помпажа в процессе работы, на линии
пускового контура предусмотрена установка антипомпажного регулирующего клапана
фирмы «Моквелд» 16» (Ду 400).
Трубопровод пускового контура ГПА Ду
500 мм подключаются к пусковому коллектору Ду 700, который соединяется с
выходным трубопроводом цеха перед пылеуловителями.
В выходной патрубок от нагнетателя
ГПА предусматривается врезка свечного трубопровода с краном №5, предназначенная
для продувки и сброса газа из контура на свечу при пуске и останове ГПА.
Трубопроводы сброса газа выводятся на 25 м за ограждения станции, с установкой
на продувных свечах шумоглушителей, для снижения шумового воздействия при
сбросе газа. Для удобства обслуживания кранов газовой обвязки нагнетателей
вдоль агрегатов предусматривается проходной мостик.
.3.3 Расчет пылеуловителей КЦ
«Юбилейная»
Для предотвращения загрязнения и
эрозии оборудования и трубопроводов на входе в компрессорную станцию следует
предусматривать установки очистки газа от твердых и жидких примесей. Количество
твердых и жидких примесей в газе после очистки не должно превышать допустимую
норму по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.
В настоящее время на КС применяются
масляные и циклонные пылеуловители.
Наиболее применяемыми являются
циклонные пылеуловители: на вводимых в эксплуатацию КС предусматривают
циклонные сепараторы различных типов, а на существующих КС масляные
пылеуловители реконструируют или меняют на циклонные.
Очистку следует предусматривать в
одну степень - в пылеуловителях.
Содержание механических примесей в
газе не должно превышать 5 мг/м3. На о КС «Юбилейная» установлены циклонные
пылеуловители ГП 144.000.00, Ду = 2000 мм, на рабочее давление 7,5 МПа.
Пропускная способность одного
пылеуловителя определяется по формуле:
, (1.45)
где Qп - пропускная способность
одного ПУ, млн. ст. м3/сут;- количество газа перед ПУ, Q = 92,7 млн. ст.
м3/сут;- количество ПУ;
Установлено 6 аппаратов:
млн. ст. м3/сут;
Нагрузка на 6 ПУ не выходит за
пределы минимальной производительности
млн. ст. м3/сут;
При отключении одного из ПУ нагрузка
на оставшиеся не выходит за пределы их максимальной производительности.
После введения в работу новых
агрегатов, как мы видим по расчету, установка дополнительных пылеуловителей не
требуется.
2.3.4 Установка подготовки
топливного и импульсного газа
Для обеспечения топливным газом
давлением 30 кгс/см агрегатов ГПА-16МГ90 (пуск агрегатов осуществляется
электродвигателями), а также импульсным газом для управления
пневмогидроприводными кранами цеха и газом на собственные нужды, проектом
предусматривается установка подготовки газа с использованием блоков разработки
ДОАО «ЦКБН».
Установка подготовки газа выполняет
следующие функции:
очистку газа;
замер общего расхода газа;
осушку и хранение импульсного газа;
подогрев топливного газа;
замер расхода топливного газа;
редуцирование топливного газа;
редуцирование и замер газа на
подогреватели газа ПТПГ-30 и ГФУ.
Подготовку импульсного газа до точки
росы минус 55°С предусматривается осуществлять в автоматизированной установке
подготовки импульсного газа производства ОАО «Компрессор» г. Санкт-Петербург с
электронагревной регенерацией адсорбента.
Все блоки размещаются в отапливаемом
помещении. На открытой площадке размещаются:
подогреватели топливного газа
ПТПГ-30 с промежуточным теплоносителем в количестве двух подогревателей (раб. +
рез.);
емкость подземная горизонтальная У=
25 м3 с электронасосным агрегатом для хранения и подпитки ПТПГ-30 раствором
ДЭГ.
Подвод газа к установке подготовки
осуществляется от всасывающего коллектора цеха №3 после установки очистки газа
и от аналогичного коллектора цеха №4 (резервный отбор).
На входном и выходном патрубках и
трубопроводе слива дренажа фильтров устанавливаются отсечные краны. Для сброса
газа с фильтра при замене фильтрующего элемента предусматривается сбросной
трубопровод с отсечным краном.
Узел замера расхода газа предназначен
для замера расхода газа через УПТИГ потребляемого на собственные нужды КС. Узел
замера состоит из двух линий: рабочей и байпасной. На узле замера
устанавливается запорная арматура и счетчик расхода газа.
Счетчик расхода газа турбинный типа
Т2 производства ООО «Газтурбоавтоматика» предназначен для коммерческого учета
расхода газа на собственные нужды КС. Счетчик обладает высокими
метрологическими характеристиками и подключается к вычислителю расхода
САТ-2010, преобразующего импульсы в сигналы, направляемые в САУ УПТИГ.
Подогреватели газа ПТПГ-30/100
предназначены для подогрева топливного перед редуцированием, для обеспечения
требуемого диапазона температур газа на входе в ГПА. Режим работы
подогревателей: один рабочий, второй резервный. Подогреватели поставляются
комплектно с блоком редуцирования газа на собственные нужды, устанавливаемым
отдельно. Подогрев газа осуществляется через промежуточный теплоноситель.
Подогреватели включаются вручную при снижении температуры топливного газа в
коллекторах ниже требуемого значения, перед включением подогревателей
осуществляется перестановка кранов для подачи газа на подогреватели.
Технические характеристики подогревателя приведены в таблице 1.4.
Таблица. 1.4. Технические
характеристики подогревателя ПТПГ-30/100
Наименование
показателей
|
Единица
измерения
|
Количественные
значения
|
Тип
аппарата
|
-
|
ПТПГ-30/100
|
Рабочее
давление
|
МПа
|
5,2-7,45
|
Производительность
|
НмЗ/сут*103
|
2,87-31,5
|
Температура
газа на входе в подогреватель
|
°С
|
Минус
20
|
Температура
газа на выходе из подогревателя
|
°С
|
Плюс
70
|
Расчетное
давление
|
МПа
|
10,0
|
КПД
подогревателя
|
%
|
80
|
Минимальная
температура окружающей среды
|
°С
|
минус
55
|
Габариты:
длина ширина высота (выхлопной трубы)
|
мм
|
4075
1880 15000
|
Срок
службы
|
лет
|
30
|
Масса
|
Кг
|
7800
|
На входном и выходном патрубках подогревателя
устанавливаются отсечные краны. Для сброса газа с подогревателя при ремонте
предусматривается сбросной трубопровод с отсечным краном.
Редуцирование топливного газа осуществляется в
индивидуальных блоке. В нем предусматривается установка двух ниток (одна
рабочая вторая резервная). Блоки выполняются на отдельных рамах. На каждой
нитке блока установлены:
входной отсечной кран Ду 100;
местные датчики давления до регулятора:
аналоговые датчики давления до регулятора;
регулятор давления;
местные датчики давления после регулятора:
выходной отсечной кран Ду. 150;
свечной кран Ду 25.
На выходном трубопроводе блока:
переключающее устройство;
предохранительные клапана;
аналоговый датчик давления;
местный датчик давления;
аналоговый датчик температуры;
местный датчик температуры.
Установка двух ниток редуцирования, обеспечивает
гарантированную подачу газа необходимого давления к ГПА. В нормальном режиме
газ подается по одной из ниток редуцирования, вторая нитка находится в режиме
ожидания.
При выходе из работы регулятора рабочей нитки,
автоматически включается в работу регулятор на резервной нитке с перестановкой
арматуры на входе линии.
Коллектор подачи топливного газа к ГПА,
предназначен для подвода топливного газа от УПТИГ к ГПА. Трубопровод прокладывается
подземно. На площадке компрессорных агрегатов коллектор выполнен диаметром Ду
400, для обеспечения функции ресивера.
Блок подготовки импульсного газа разработки ОАО
«Компрессор» г. Санкт-Петербург предназначен для подготовки импульсного газа
для управления пневмоприводными кранами КС и узла подключения. Установка
обеспечивает осушку импульсного газа по точке росы до минус 55 град С.
Установка поставляется единым блоком в комплекте с системой автоматики и
управления. Контроль параметров установки и управление осуществляется САУ
УПТИГ.
По территории площадки трубопроводы импульсного
газа прокладываются подземно. В местах подвода импульсного газа к кранам
предусматривается установка стояков с отсечным краном и кранами для
подключения.
.3.5 Компоновочные монтажные решения
Компоновка оборудования и технологических
сооружений первого этапа реконструкции компрессорного цеха №3 выполнена в
соответствии с нормами и правилами СН 433-79 «Инструкция по строительному
проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой
промышленности», СНиП 11-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий»,
ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1: Газопроводы», ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технические
требования на проектирования КС, ДКС и УС ПХГ», техники безопасности, пожарной
безопасности с учетом:
.функционального назначения (зонирование
территории цеха на производственную зону и зону служебно-производственного
комплекса);
.сокращения протяженности технологических
коммуникаций;
.удобства обслуживания и проведения ремонтных
работ;
.сокращения до минимально-возможных разрывов
между зданиями и сооружениями, что обеспечивает минимальную протяженность
коммуникаций и автопроездов, а также максимальный коэффициент застройки.
Агрегаты ГПА-16МГ90 располагаются внутри
существующих зданий цехов, поэтому к ним не требуется никаких дополнительных
подъездов, кроме существующих.
Автомобильная кольцевая дорога для подъезда
пожарных автомобилей проходит вокруг компрессорного цеха.
Места обслуживания на отметках 1,8 м и выше от
уровня земли оборудуются обслуживающими площадками. Для проведения ремонтных
работ в помещениях предусматриваются грузоподъемные устройства и транспортные
приспособления, обеспечивающие возможность сборки, разборки и транспортировки
деталей агрегатов и оборудования. Всасывающие и нагнетающие коллектора
компрессорного цеха и коллектора топливного газа прокладываются подземно. С
целью надежного удаления жидкости из коллекторов после гидроиспытаний и в
процессе эксплуатации коллектора газовой обвязки нагнетателей выполняются с
уклоном в одну сторону (с учетом планирования цеха). В нижних точках
коллекторов предусматриваются дренажные устройства для удаления жидкости.
Для контроля в процессе эксплуатации за
положением подземных коллекторов технологического газа проектом
предусматривается установка в характерных точках на подземных газопроводах
необходимого количества геодезических марок. Надземные трубопроводы диаметром
не менее Ду 500-1000 мм устанавливаются на регулируемые опоры, позволяющие в
процессе эксплуатации производить регулировку прилегания опорных поверхностей
опор к трубе. Подземные коллектора Ду 700-1000 укладываются на опоры на свайном
основании. Газовая обвязка нагнетателей выполнена с учетом самокомпенсации
температурных деформаций и обеспечения нагрузок на патрубки нагнетателя в
процессе эксплуатации не превышает величин указанных заводом-изготовителем в ТУ
на агрегат.
.3.6 Теплозвуковая и противокоррозионная
изоляция трубопроводов и оборудования
Аппаратура, арматура и трубопроводы с
температурой наружных поверхностей выше 600С, а в рабочих проходах с
температурой выше 450С должны быть теплоизолированы.
Трубопроводы газовой обвязки нагнетателей
покрываются теплозвуковой изоляцией, как трубопроводы, могущие иметь
температуру стенки выше 450С (нагнетательный и пусковой трубопроводы), так и от
шума, создаваемого потоком движущегося в трубах газа. Подлежат тепловой
изоляции и трубопроводы, в которых транспортируется жидкие среды, застывающие
при понижении температуры (масла, конденсат). Эти трубопроводы прокладываются
совместно с теплоспутниками в общей изоляции. компрессорная станция газ трубопровод
Надземные трубопроводы технологического газа,
подлежащие теплозвуковой изоляции, изолируются матами базальтовыми в 2 слоя с
покровным слоем из алюминиевых листов толщиной 1 мм.
Все трубопроводы, подлежащие тепловой и
теплозвуковой изоляции, до нанесения изоляций покрываются грунтовкой на 2 слоя.
Неизолированные поверхности надземных трубопроводов и оборудования для защиты
от атмосферной коррозии покрываются лакокрасочными покрытиями в соответствии со
СНиП 2.05.06-85*. Отличительная окраска по ГОСТ 1402-69 «Трубопроводы
промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные
щитки».
Подземные трубопроводы Ду 700 и Ду 1000 мм по ТУ
14-3-1573-96 поставляются с заводским наружным трехслойным антикоррозийным
покрытием по ТУ 102-488-95. Детали трубопроводов Ду 700 и Ду 1000 мм по ТУ
102-488-95 для подземной установки поставляются с заводским антикоррозийным
покрытием по ТУ 1469-002-04834179-01.
Изоляция сварных стыков труб и деталей с
заводским антикоррозийным покрытием выполняются термоусаживающимися манжетами
HTLP фирмы «Raychem».
Подземные трубопроводы, детали трубопроводов и
арматура, поставляемые без заводского антикоррозийного покрытия и температура
газа в которых в процессе эксплуатации превышает 400С, покрываются системой
антикоррозийного покрытия «Биурс» по ГОСТ 51-31323949-2001.
Подземные трубопроводы Ду 400 мм и менее с
температурой транспортируемой среды мене 400С, в том числе свечные трубопроводы
изолируются защитными покрытиями на основе битумно-полимерных мастик в
соответствии с ГОСТ 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Емкостное
оборудование подземной установки покрываются противокоррозионной изоляцией
усиленного типа по ГОСТ 9.602-89.
.3.7 Автоматическое газовое пожаротушение
Обеспечение пожарной безопасности первого этапа
реконструкции цеха №3 предусматривается в соответствии с требованиями следующих
нормативных документов:
.НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений,
помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками
пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией». ГУГПС МЧС России. М.,
2003 г.;
.перечень производственных зданий, помещений,
сооружений и оборудования объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»,
подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и пожарной
сигнализации». Утв. Приказом ОАО «Газпром» №7 от 26.01.2000 г.;
.ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технологические
требования на проектирование КС, ДКС и УС ПХГ». ОАО «Газпром». М., 2001 г.;
.НПБ 88-2001 «Установка пожаротушения и
сигнализации. Нормы правила проектирования». ГУГПС МВД России. М., 2001 г.;
.газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-16С
оборудуются автоматическими установками пожаротушения, поставляемые комплектно
с ГПА. Установки углекислотного пожаротушения модульного типа выполнены на базе
модулей газового пожаротушения изготовления ЗАО «Атрсок» г. Москва. В качестве
газового огнетушащего состава (ГОС) в установках применяется двуокись углерода
(СО2).
В соответствии с «Обобщенными требованиями по
противопожарной защите ГПА компрессорных станций магистральных газопроводов»
(М., ВНИИПО, 1986 г.) для защиты отсека ГТУ применяется комбинированная
установка пожаротушения (КУП) предусматривающая две очереди ввода в действие
огнетушащего вещества - газ-газ.
Автоматическая установка пожаротушения агрегата
должна включать в себя:
.установку углекислотного пожаротушения под
кожухом ГТУ;
.установку углекислотного пожаротушения в отсеке
ГТУ;
.установку углекислотного пожаротушения в отсеке
нагнетателя;
.установку углекислотного пожаротушения в отсеке
маслообеспечения.
Для защиты кабельных каналов и шахт в помещении
КТП АВО газа проектом предусмотрена модульная установка газового пожаротушения
типа МГП-16-25.
Для защиты помещений и сооружений
энергетического блока в составе блока предусмотрена станция автоматического
газового пожаротушения.
Защите автоматической установкой газового
пожаротушения подлежат следующие объекты:
.кабельные каналы трансформаторной подстанции;
кабельная шахта;
.помещения аппаратной и диспетчерской;
.пространство над подвесными потолками
аппаратной и диспетчерской;
.кабельные каналы в аппаратной и диспетчерской.
Для хранения огнетушащего вещества и впуска его
в защищаемые помещения в станции газового пожаротушения установлены модули
газового пожаротушения типа МГП-16-25, МГП-16-100 изготовления ЗАО «Атрсок».
Основной запас огнетушащего вещества
обеспечивает тушение пожара путем создания огнетушащей концентрации 34,9%
объема. Помимо основного запас огнетушащего вещества в станции газового
пожаротушения предусмотрен 100% резерв огнетушащего состава, в соответствии с
НПБ 88-2001.
В станции пожаротушения, расположенной на первом
этаже производственно-энергетического блока установлены:
.модули газового пожаротушения с запорной
арматурой, установленные в стойках с весовым устройством и объединенные
коллекторами;
.распределительные устройства для подачи
огнетушащего вещества в требуемом направлении;
.устройство и баллон для опресовки и продувки.
Автоматические установки газового пожаротушения
КТП АВО газа и энергоблока предназначены для обнаружения очага возгорания, его
тушения, подачи сигнала пожарной тревоги и включает в себя:
.модули газового пожаротушения;
.сети магистральных и распределительных
трубопроводов с установленными на них насадками;
.сети пожарной сигнализации;
.технические средства для сигнализации и
управления установками газового пожаротушения.
В качестве газового огнетушащего состава (ГОС) в
установках применяется двуокись углерода (СО2). Газ не агрессивен по отношению
к защищаемой кабельной продукции и предназначен для тушения пожаров класса А,
В, С и электрооборудования, находящегося под напряжением.
Проектом предусматривается подача газового
огнетушащего состава в замкнутый объем защищаемых помещений.
Пуск установок происходит автоматически от
пожарных извещателей, срабатывания электромагнитного клапана расположенного на
модуле при подаче напряжения от блока управления на электромагнит. Кроме
автоматического пуска установки снабжены устройством дистанционного и местного
пуска.
Выпуск двуокиси углерода в объем помещений и
кабельных сооружений происходит через насадки типа С-Р-В-32-1/2» - А и
С-Р-В-32-3/4» - А с распылением газового состава на 3600. Вытеснение ГОС из
баллонов происходит за счет давления собственных паров газа СО2.
.3.8 Охрана окружающей среды
Негативное воздействие на окружающую природную
среду в процессе строительства газопровода, узлов запорной арматуры, узлов
пуска и приема очистных устройств, вертолетных площадок может проявляться в
виде изменения форм рельефа, стока поверхностных вод, уничтожения
почвенно-растительного покрова, нарушения многолетней мерзлоты. Загрязнения
атмосферного воздуха выбросами от работающей техники и автотранспорта, пыления
грунта, а также изменении природной среды, являющейся средой обитания диких
животных. При эксплуатации проектируемых объектов, при несоблюдении
определенных правил, возможно, возникновение аварийных ситуаций на газопроводе,
и как следствие, загрязнение рельефа и атмосферного воздуха углеводородами.
В разделе «Охрана окружающей среды» приведены
характеристики потенциальных источников загрязнения и воздействие на основные
компоненты ОС (атмосферный воздух, почвенно-растительный покров, поверхностные
воды, недра, животный мир, производственные и бытовые отходы), в процессе
строительства и эксплуатации проектируемого газопровода. Рассмотрены решения по
охране поверхностных и подземных вод, охране земель, растительного и животного
мира, охране почв от отходов производства.
Мероприятия по снижению негативного воздействия
на атмосферный воздух и почву
С целью предотвращения и уменьшения загрязнения
атмосферного воздуха проектом предусматриваются технические решения, позволяющие
свести до минимума вредное воздействие на атмосферный воздух:
герметизированная система транспорта газа;
применение труб из стали повышенной коррозионной
стойкости;
Мероприятия по предупреждению и снижению
отрицательного воздействия на почвы:
В целях рационального использования и охраны
земель, а также их плодородия проектом предусматриваются:
оптимальные площади отводов, соответствующие
действующим нормативам для проектируемых объектов;
размещение проектируемых объектов вне заповедных
и особо охраняемых биологических сообществ, а также специально выделенных и
охраняемых площадей:
укрепление откосов насыпей посадкой многолетних
трав;
утилизация отходов производства;
максимальное сохранение естественного
растительного покрова при строительстве трубопровода и площадных сооружений:
строительство площадных объектов на отсыпных
песчаных площадках без снятия почвенно-растительного слоя;
Мероприятия по восстановлению земельных
участков:
Земельные участки приводятся в пригодное для
использования по назначению состояние в ходе работ, а при невозможности этого
не позднее, чем в течение года после завершения работ. Все работы по
восстановлению нарушенных земель выполняются строго в пределах строительной
полосы, предусмотренной данным проектом. Строительная полоса рассчитана из
условия проведения на ней полного комплекса строительно-монтажных работ, но не
превышает ширины полосы отвода. В соответствии с условиями предоставления
земельных участков в пользование и с учетом местных природно-климатических
условий проектом предусмотрены мероприятия по технической рекультивации земель.
Рекультивационные работы на землях
краткосрочного и долгосрочного отвода состоят из уничтожения порубочных
остатков (сжигание порубочных остатков в зимний период), засыпки ям грунтом с
аналогичными физико-химическими и механическими свойствами и планировки
поверхности. Работы выполняются при подготовке территории строительства.
Мероприятия по охране поверхностных вод
Для исключения нарушения поверхностного стока и
гидрологического режима водных объектов в результате преобразования рельефа при
строительстве площадочных объектов предусмотрено:
.ориентирование площадок (запорной арматуры,
узлов пуска и приема очистных устройств, вертолетных площадок) с учетом карт
сеток отекания поверхностных вод (отсыпка площадок не создает замкнутых
контуров - блокированных зон концентрации стока).
.при пересечении водоохранных зон и заливаемых
пойм водотоков прокладка трассы нефтегазопровода производится по кратчайшему
расстоянию.
.установка на переходах через водные преграды
электроприводной запорной арматуры с автоматическим управлением для
оперативного отключения газопровода в случае аварии.
Заключение
В проекте решён вопрос реконструкции
компрессорного цеха.
В результате был разработан вариант установки
новых агрегатов ГТК-16МГ90. Были смонтированы новые трубопроводы, установка
очистки газа, установка охлаждения газа (2АВГ-75) и новая установка подготовки
топливного, пускового и импульсного газа.
В связи с этими решениями транспорт
перекачивающего газа через компрессорную станцию смог повыситься с 80 млн.
м3/сут. до 120 млн. м3/сут., что и требуется для эффективной эксплуатации
газопровода.
Список литературы
СНиП
2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования./ Госстрой
СССР.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985, - 82 с.
ОНТП
51-1-85. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.
Справочник
по проектированию магистральных трубопроводов,/ Под. ред. А.К. Дерцакяна. - Л.:
Недра, 1977.-519 с. ил.
Суринович
В.К. Опыт эксплуатации пылеуловителей и фильтров - сепараторов на КС МГ. В реф.
сб. Транспорт и хранение газа, ВНИИЭгазпром, 1982, №6. - 78 с.: ил.
Справочник
по проектированию магистральных трубопроводов,/ Под. ред. А.К. Дерцакяна. - Л.:
Недра, 1977.-519 с. ил.
М.М.
Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев. Справочник работника газовой промышленности.
М.: Недра, 1989. - 286 с.: ил.
Методические
рекомендации по применению различных модификаций сменных проточных частей
нагнетателей 370-18-1 на КС магистральных газопроводов., ВНИИГАЗ.М:1987,77 с.
Щуровский
В.А., Проклов И.А., Корнеев В.И., Кузнецов В.А. Технические решения по
реконструкции и переоснащению газотурбинных компрессорных цехов. - М.:
ВНИИЭгазпром, 1990, 50 с. - Обз. Информ. Сер. Транспорт и подземное хранение
газа.
Овсиенко
В.В., Боткилин А.И., Суринович В.К. О повышении эффективности подготовки газа к
дальнему транспорту. ЭИ Транспорт, хранение и использование газа в народном
хозяйстве, ВНИИЭгазпром, 1978, №2. - 162 с.: ил.
Нормативы
численности рабочих и служащих линейных производственных управлений
магистральных газопроводов (ЛПУМГов). - М.: ОАО «Газпром», 2000. - с. 28 - 52.
Липсиц
И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа.
Учебно-справочное пособие. - М.: Издательство БЕК, 1996. - 304 с.
Экономика,
организация и управление производством в газовой промышленности. Научно-экономический
сборник. - М.: ОАО «Газпром», 2000, №5. - 298 с.
Щуровский
В.А. и др. Снижение выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами
газотурбинных ГПА. Обз. инф. Сер. Природный газ и защита окружающей среды. -
М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 97 с.: ил.
ОНД-86.
Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,
содержащихся в выбросах предприятий. - Л.: Гидрометеоиздат, 1987. - 213 с.
Правила
технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1989. - 96 с.
Долин
П.А. Справочник по технике безопасности. - М.: Энергокомиздат, 1985. - 250 с.
СП
101 - 34 - 96 Свод правил по выбору для сооружения магистральных газопроводов.
- М.: Газпром, 1996. - 50 с.: ил.
Иванцов
О.М., Харитонов В.И. Надёжность магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1978.
- 166 с.
Васильев
Ю.Н., Зарицкий С.П. Основные тенденции развития газотурбинных установок для
газоперекачивающих агрегатов. Транспорт и хранение газа №7. - М.: Недра, 1978.
- 28 с.
Инструкция
по определению показателей и обобщённых характеристик газотурбинных установок
для привода нагнетателей. М.: ВНИИГАЗ, 1982. - 23 с.
Инструкция
по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих
агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1975. -
45 с.
Приложение 1
Рисунок 1 - Цилиндр двигателя
Рисунок 2 - Продувочный насос
Приложение 2
Рисунок 3 - Коленчатый вал
Рисунок 4 - Шатунный механизм
Приложение 3
Рисунок 5 - цилиндр компрессорный
без охлаждения
Рисунок 6 - Топливная система
Приложение 4
Рисунок 7 - Охладитель масла
Рисунок 8 - Насос масляный
Приложение 5
Рисунок 9 - коллектор выпускной
Приложение 6
Схема газопровода и изменения
давления и температуры газа вдоль трассы
Принципиальная технологическая схема
КС с параллельной
Приложение 7
Принципиальная схема постановки
основного оборудования компрессорной станции
В состав основного оборудования
входят: 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;
- 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.