Машины и оборудование для сооружения газонефтепроводов
Курсовой проект по дисциплине Машины и оборудование газонефтепроводов
ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ВОРОНЕЖСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ФГБОУ ВО «ВГТУ», ВГТУ)
ФАКУЛЬТЕТ МАШИНОСТРОЕНИЯ И АЭРОКОСМИЧЕСКОЙ ТЕХНИКИ
Кафедра нефтегазового оборудования и транспортировки
Направление: 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта
и хранения нефти, газа и продуктов переработки»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов»
Тема: Выбор и описание газоперекачивающего оборудования
и технологической схемы компрессорной станции для
участка магистрального газопровода.
Подпись, дата Инициалы, фамилия
Подпись, дата Инициалы, фамилия
Воронеж 2018 г.
Задание на курсовой проект
по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов»
Вариант № 2 (Ленинградское газоконденсатное месторождение Краснодарский край ).
1. Привести описание структуры КС и технологического взаимодействия ее элементов. Сформировать основные требования к размещению оборудования КС на местности и выполнить типовую планировку с соответствующими взаимосвязями и спецификацией.
2. Обосновать типовую технологическую схему КС, обеспечивающую как основные, так и вспомогательные процессы обработки газа, привести графическое изображение технологической схемы КС и дать описание ее функционирования.
3. Выполнить расчет теплофизических характеристик природного газа от конкретного газового месторождения в соответствии с индивидуальным вариантом задания.
4. Привести описание и технические характеристики выбранного газоперекачивающего агрегата (нагнетателя).
5. Произвести расчет режимов работы и расстановку КС по трассе газопровода.
6. Дать описание источников загрязнения МГ и конструкции выбранного пылеулавливающего аппарата для очистки природного газа на КС.
Содержание
Задание на курсовой проект. 2
Список литературы. 27
Введение
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагают около газовых месторождений. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, которая входит в состав головной компрессорной станции (КС). Подготовка газа заключается в его очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д. Для этого в настоящее время используют разнообразное технологическое оборудование: вертикальные масляные и циклонные пылеуловители, скрубберы, горизонтальные фильт-сепараторы, абсорберы, десорберы, испарители, кожухотрубчатые теплообменники, аппараты воздушного охлаждения и т.п.
Курсовой проект по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов» является одной из самостоятельных работ студента и направлен на решение конкретных технических задач расчета и выбора отдельных конструкций технологического оборудования КС магистральных газопроводов.
Основной целью курсового проекта является закрепление и углубление знаний, полученных студентами во время лекционных, лабораторных, практических занятий и производственной практики, а также приобретение практических навыков в работе со справочной литературой и стандартами.
1. Описание планировки компрессорной станции
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производят осушку газа, очистку от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод.
При прохождении газа по трубопроводу возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80-120 км.
В комплекс сооружений КС входят также водозабор и поселок для обслуживающего персонала.
I – знания и сооружения; II – автопроезды; III – пешеходные дорожки; IV – технологические площадки; V – ограждения; VI – озеленения;
Рисунок-1. Схема генерального плана КС:
В качестве примера рассмотрим технологическую схему КС, разработанную на основе расчетов данной курсовой работы (Приложение А).
Газ из магистрального газопровода, проходя через восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС магистральному газопроводу. ВОК предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА.
Из узла подключения газ при открытых ранах №7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Очищенный газ из пылеуловителей поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения и далее через открытые краны №8 8а в магистральный газопровод.
На магистральном газопроводе, после КС установлен западный охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и ВОК перед КС.
Краны №36, 36а, 36р, 36ар, 37 образуют пусковой контур КС и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой.
Краны №17, 17а, 18 и 18а предназначены для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ и при возникновении аварийных ситуаций на КС.
Обвязка полнонапорного центробежного нагнетателя включает в себя краны: №1, 2 – отсекающие, №6 – для выхода на станционное кольцо (на контур), №4 – для заполнения контура, через него проводится продувка газом контура нагнетателя перезаполнением через свечу краном №5. Перед выходным краном №2 противопомпажным краном №6 устанавливают обратные клапаны.
Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: да крана №20 (через ран №1т), после крана №20 (через кран №4т), а также от выходного коллектора пылеуловителей (через кран №2т) и входного коллектора АВО газа (через кран №3т). После прохождения чрез блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.
3. Определение расчетных характеристик природного газа
Усредненный состав природного газа (в % по объему) и общая характеристика его компонентов для месторождения Ленинградского приведены в таблице 1.
газа
масса, 
,
0,1013МПа
давление, 
МПа
, Пас
0,1013 МПа
углерода, 
дород, 
Расчет параметров газа производят в следующей последовательности.
1) Определяем молярную массу газовой смеси по формуле
, (3.1)
— молекулярная масса i-го компонента газа, кг/кмоль.
Подставляя численные значения, находим
2) Находим газовую постоянную для смеси по формуле
, (3.2)
где 
— универсальная газовая постоянная.
Подставляя численные значения, получаем
3) Определяем среднюю плотность смеси по формуле
. (3.3)
Подставляя численные значения, находим
4) Вычисляем относительную плотность по воздуху
, (3.4)
Подставляя численные значения, находим
. (3.5)
Подставляя численные значения, получаем
6) Определяем величину критического давления смеси по формуле
. (3.6)
Подставляя численные значения, находим
7) Находим значение динамической вязкости смеси по формуле
. (3.7)
По дисциплине «Машины и оборудование для сооружения газонефтепроводов»
ТЕСТЫ
Тема: Оборудование для очистки и подготовки к дальнему транспорту
1. Что входит в состав загрязнений скважинной продукции
а) пластовая, конденсационная и поверхностная вода, гликоли
б) углеводородный конденсат, эмульсия механических примесей, минеральных масел, органических кислот, метанол
в) соли двух- трёхвалентного железа
г) пластовая, конденсационная и поверхностная вода, гликоли, углеводородный конденсат, эмульсия механических примесей, минеральных масел, органических кислот, метанол
*д) всё перечисленное выше
2. Какая установка используется для очистки от механических примесей
3. Какое вещество используется для абсорбционной осушки газа
а) хлористый кальций
в) активированный уголь
г) висцинновое масло
*д) диэтиленглюколь (ДЭГ)
4. Для чего применяют низкотемпературную сепарацию
б) выделения конденсата и редких газов
в) выделения тяжёлых углеводородов, сжижения газов
г) осушки газа, выделения конденсата и редких газов
*д) перечисленное выше
5. Какие вещества могут использоваться для очистки газа от сероводорода
а) хлористый кальций
б) водные растворы этаноламинов
в) активированный уголь
г) хлористый кальций, водные растворы этаноламинов
*д) водные растворы этаноламинов, активированный уголь
6. При каких условиях образуются газогидраты
а) точка росы транспортируемого газа равна рабочей температуры газа
б) точка росы транспортируемого газа выше рабочей температуры газа
в) точка росы транспортируемого газа ниже рабочей температуры газа
*г) точка росы транспортируемого газа равна или выше рабочей температуры
д) перечисленные выше
Тема: Машины для строительства и испытания газонефтепроводов.
7. Назовите количество классов, на которые подразделяются машины для земляных работ
8. Что является рабочими органами кустореза
а) клинообразный отвал
г) клинообразный отвал и рыхлитель
*д) клинообразный отвал и колун
9. Назовите, какая из перечисленных установок используется для разработки мёрзлого грунта
Тема: Землеройно-транспортные машины
10. Перечислите, какие машины относятся к землеройно-транспортным.
а) бульдозер, скрепер
б) грейдер, грейдер-элеватор
*г) бульдозер, скрепер, грейдер, грейдер-элеватор
д) перечисленные выше
11. Перечислите землеройно-транспортные машины, которые используются для сооружения магистральных трубопроводов
г) бульдозер, грейдер, скрепер
д) перечисленные выше
12. Что является рабочими органами бульдозера
*г) отвал и рыхлитель
д) перечисленные выше
13. Наибольшая глубина резания грунта бульдозером
14. Максимальная транспортная скорость грейдера
15. Максимальная транспортная скорость планировщика
16. В каком году появился первый дизельный полноповоротный экскаватор
17. Вместимость ковша экскаватора на гусеничном ходу
18. Вместимость ковша экскаватора на пневмоколёсном ходу
19. Что обозначает вторая цифра в индексации экскаватора
*в) тип ходового устройства
г) тип климатического исполнения
д) номер модернизации
Тема: Оборудование гидромеханизации земляных работ
20. Какое оборудование применяется для гидромеханизированных работ
г) драглайн, гидромонитор
*д) гидромонитор, земснаряд
21. Давление струи воды на выходе гидромонитора
22. Глубина разработки грунта земснарядом
Тема: Оборудование для свайных работ
23. Основные механизмы для свайных работ
г) свайные молоты, вибромолоты
*д) перечисленные выше
24. Классификация свайных молотов
б) паровоздушные и гидравлические
г) паровоздушные, гидравлические, дизельные
*д) перечисленные выше
25. С какого года начинается широкое применение дизель-молотов в нашей стране
26. Масса ударной части вибромолота
Тема: Оборудование для бестраншейной прокладки газонефтепроводов
27. Необходимое давление струи воды для размыва породы при горизонтальном бурении скважины
28. Оптимальная скорость проходки в тяжёлых грунтах
. Тема: Машины и оборудование для очистки, изоляции и укладки газонефтепроводов
29. Сколько типоразмеров очистных машин типа ПТ-НН выпускается
30. Для какого диаметра труб может применяться очистная машина ПТ-НН 1020ПО
Тема: Машины для сжатия и транспортирования газа по МГП.
31. Назовите производителя ГПА серии «Урал»
*б) ОАО «Пермские моторы»
в) ОАО «Авиадвигатель»
г) ОАО «Кировский завод»
32. Назовите марку авиационного двигателя, использованного в качестве привода ГПА «Урал»
33. Какой мощности в настоящее время эксплуатируется самый мощный нагнетатель в ОАО «Газпром»
34. Чему равен к.п.д. ГПА-25 «Урал»
Тема: Газокомпрессорные станции МГП.
35. Что такое АВОгаза
а) аппараты водяного охлаждения
б) аппараты внутреннего осмотра
*в) аппараты воздушного охлаждения
г) агрегаты временного останова
д) агрегаты внешнего охлаждения
36. Нумерация кранов на входе и выходе ГПА
Тема: Трубопроводная арматура.
37. Вид трубопроводной арматуры
б) предохранительная и защитная
г) запорная, предохранительная и защитная
*д) перечисленные выше
38. Способы соединения арматуры с трубопроводом
в) муфтой или штуцером
г) приваркой, муфтой или штуцером
*д) перечисленные выше
Тема: Оборудование, применяемое на газонефтепроводах
39. Назначение камер пуска и приёма ОУ
а) испытание трубопровода
б) очистка трубопровода
в) диагностика трубопровода
*г) очистка трубопровода и диагностика трубопровода
д) перечисленные выше
40. Минимальный размер условного прохода трубопровода, на котором может быть установлена камера пуска и приёма ОУ.
41. В соответствии с ГОСТ 15528-86 и разработок ВНИИМ на сколько групп подразделяют расходомеры и счётчики
42. Какое вещество чаще всего используется в качестве одоранта газа
43. Минимально допустимая концентрация паров одоранта в газе
44. Какой тип одоризационных установок используют при одоризации газа на крупных ГРС
д) перечисленные выше
Тема: Нефтеперекачивающие станции
45. Методы обезвоживания нефти на головных сооружениях
а) гравитационное отстаивание
б) термическое и электрическое обезвоживание
в) комбинированное обезвоживание
г) термическое и электрическое обезвоживание и комбинированное обезвоживание
*д) перечисленные выше
46. Производительность горизонтальных отстойников, выпускаемых промышленностью
47. к.п.д. магистральных секционных насосов типа НМ
48. На трубопроводах, какого диаметра применяются секционные насосы типа НМ
49. Какие насосы применяются на трубопроводах Ду1200
г) секционные и спиральные
д) спиральные и одноступенчатые
50. Назначение подпорных насосов
а) создание напора на входе основного насоса
б) предотвращение кавитации и создание кавитационного запаса
*в) создание напора на входе основного насоса, предотвращение кавитации и создание кавитационного запаса
г) закачки в РВС резервуарного парка
д) пуска основного насоса
51. Величина кавитационного запаса подпорных насосов
52. Какой вид запорной арматуры применяется на линейной части магистрального нефтепровода
а) магистральный кран
б) магистральный вентиль
в) магистральная задвижка
г) линейный кран с пневмоприводом
*д) линейная задвижка с электроприводом
Тема: Погрузочно-разгрузочные машины
53. Перечислить сменное оборудование погрузо-разгрузочных машин
б) грейферный захват
г) перечисленные выше
*д) перечисленные выше и ковш
Тема: Грузоподъёмные машины
54. Как классифицируются простые грузоподъёмные машины
б) строительные лебёдки и подъёмники
*г) перечисленные выше
д) перечисленные выше и краны
55. Какие бывают домкраты
г) перечисленные выше
*д) перечисленные выше и пневматические
56. Какие домкраты предпочтительнее использовать на монтажных работах при сооружении ГНП и ГНХ
д) винтовые и гидравлические
57. Классификация кранов
а) стреловые стационарные и самоходные
б) башенные, портальные, козловые, мостовые
в) специальные краны и кабель-краны
*г) стреловые стационарные и самоходные башенные, портальные, козловые, мостовые специальные краны и кабель-краны
58. Какие краны используются при сооружении ГНП и ГНХ
а) стреловые стационарные и самоходные
б) башенные, портальные, козловые, мостовые
в) специальные краны и кабель-краны
г) перечисленные выше
*д) перечисленные выше, кроме кабель-крана
59. Расшифруйте правильно обозначение крана КС3579
а) кран строительный на автомобильном шасси, грузоподъёмностью до 16т, с телескопической подвеской крюка, 9-ой модели
б) кран строительный на автомобильном шасси, грузоподъёмностью до 10т, с телескопической подвеской крюка, 9-ой модели
*в) кран строительный на автомобильном шасси, грузоподъёмностью до 10т, с жёсткой подвеской крюка, 9-ой модели
г) кран строительный на специальном шасси, грузоподъёмностью до 10т, с жёсткой подвеской крюка, 9-ой модели
д) кран строительный на специальном шасси, грузоподъёмностью до 16т, с жёсткой подвеской крюка, 9-ой модели
60. Какие краны относятся к специальным
а) плавучие, летающие, на железнодорожном ходу
*г) плавучие, летающие, на железнодорожном ходу, краны-трубоукладчики
Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Назначение компрессорных станций магистральных газопроводов. Основное технологическое оборудование КС и его размещение. Порядок эксплуатации средств контроля и автоматики. Характерные неисправности и способы их устранения. Описание основных систем защиты.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.10.2015 |
| Размер файла | 237,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Назначение компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов
1.1 Основное технологическое оборудование КС и его размещение
1.2 Комплекс средств контроля и автоматики
2. Технологический расчет магистрального газопровода
3. Система централизованного контроля и управления
3.1 Описание основных систем защиты
3.2 Порядок эксплуатации средств контроля и автоматики
3.3 Характерные неисправности и способы их устранения
4. Техника безопасности при обслуживании технологического оборудования компрессорной станции
Список использованных источников
Целью курсового проекта по МДК.01.01 «Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ» является:
— систематизация и закрепление полученных знаний по дисциплине;
— углубление теоретических знаний;
— формирование умений использования справочной и нормативной литературы;
— формирование умений применения теоретических знаний при решении практических задач;
— выполнение чертежа на формате А1.
Так же целью курсового проекта является изучение таких вопросов, как:
— назначение компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов;
— основное технологическое оборудование КС и его размещение;
— комплекс средств контроля и автоматики;
— технологический расчет магистрального газопровода;
— система централизованного контроля и управления, описание основных систем защиты;
— порядок эксплуатации средств контроля и автоматики;
— характерные неисправности и способы их устранения;
— техника безопасности при эксплуатации технологического оборудования компрессорных станций.
Большое значение в народном хозяйстве страны имеет нефть и газ, которые являются источниками энергетики. После переработки нефти получают топливо: бензин, керосин, дизельное топливо, масла для автомобильного и железнодорожного транспорта, самолетов, судов, передвижных электростанций. Газ как топливо широко применяется в металлургической и цементодобывающей промышленности, для выработки электроэнергии в быту.
1. Назначение компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов
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 от 5,5 до 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 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 компримирование 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, с интервалом 100 или 150 км. Назначением КС является компримирование 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 5,5МПа и 7,5МПа.
1.1 Основное технологическое оборудование КС и его размещение
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для приема на КС технологического газа из магистрального газопровода, очистки технологического газа от мех. примесей 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 неполно напорных нагнетателей, схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полно напорных нагнетателей.
Проточная часть неполно напорных нагнетателей рассчитана на степень сжатия от 1,23 до 1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более.
Проточная часть полно напорных 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 рисунке 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полно напорных нагнетателей.
Рисунок 1- Компрессорная станция с параллельной обвязкой
По схеме, указанной на рисунке 1, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220мм (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.
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 механических примесей 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 магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран 21, назначение которого такое же, как и охранного крана 19.
1.2 Комплекс средств контроля и автоматики
Комплекс средств контроля и диагностики (КСКД) включает в себя пульт управления и различные тесты: программные загрузчика, профилактические процессора и внешних устройств, диагностирования агрегатных модулей ВК. Пульт подключается непосредственно к процессору и имеет аппаратные средства зацикливания микропрограмм. КСКД предусматривает контроль, хранение информации в оперативной памяти и возможность обнаружения одиночной и двойной ошибок, исправления; диагностику логических узлов процесса, используя диагностический модуль; проверку функционирования процессора в режиме автотестирования и внешних устройств с помощью тестовых программ.
Комплекс средств контроля и автоматики компрессорного цеха основная часть общестанционной автоматики, предназначенная для оперативного управления, защиты и контроля за работой оборудования компрессорного цеха и его объектов. В составе комплекса средств контроля и автоматики компрессорного цеха предусматривают щит централизованного контроля и управления технологическим оборудованием цеха.
В общем случае комплекс средств контроля и регулирования процесса очистки решает следующие задачи: контроль качества поступающей в аппарат воды (после реагентной обработки или без нее), контроль качества очищенной воды, управление подачей газовой фазы во флотатор, управление подачей реагентов, стабилизация заданного качества очищенной воды. Контуры автоматического регулирования, составляющие САР флотатора, взаимосвязаны как по регулируемому процессу, так и посредством цепей управления.
2. Технологический расчет магистрального газопровода
Определяем суточную пропускную способность, Q, м 3 /сут. по формуле
Q=(0,91·10 4 )/(365·0,85)=(0,91·10 4 )/310,25=0,293·10 4 =29,3 млн. м 3 /сут.
Определяем ориентировочные значения сжатия е=1,27 (рисунок 1 методического указания)
Выбираем варианты типов машин, их число и схему работы в соответствии с данными таблицы 1 приложения А
ГТК-10-2 с нагнетателем 520-12-1 в количестве двух штук (один резервный)
Определяем минимальное значение комплекса Ск, млн.руб./год, по формуле
— степень сжатия газа.
К дальнейшему расчету принимаем следующий вариант диаметра 530 мм.
R1— расчетное сопротивление металла труб, Н/м 2 ;
Определяем коэффициент гидравлического сопротивления в зоне квадратичного закона сопротивления для новых труб диаметром 530 мм, 530, мм, по формуле
где d- внутренний диаметр трубопровода, мм
Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для зоны смешанного трения для новых труб диаметром 530 мм, 530, по формуле
где k- эквивалентная шероховатость; для новых труб, k= 0,03 мм
Определяем число Рейнольдса, Re, по формуле
С учетом местных сопротивлений расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений будут от 2 до 5%, выше.
Определяем расстояние между КС, км, по формуле
Определяем длину последнего перегона l, км, по формуле
— коэффициент гидравлического трения;
Определяем необходимое число КС, n шт, по формуле:
Определяем конечное давление, Рк, МПа, по формуле
Определяем капитальные затраты в линейную часть (таблица 3 методического указания), Эл, млн.руб./год, по формуле
Определяем годовые эксплуатационные расходы по линейной части (таблица 3 методического указания), Кл, млн. руб. год по формуле
L- длина газопровода, км.
Определяем капитальные затраты на сооружение КС (таблица 2 методического указания) Ккс, млн. руб. / год. по формуле
где Ккс— капитальные затраты на сооружение КС, млн.руб./год;
Определяем годовые эксплуатационные расходы по КС (таблица 2 методического указания), Экс, млн.руб./год, по формуле
где Экс— эксплуатационные затраты на одну КС;
n-необходимое число КС.
Определяем полные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, К, млн.руб./год, по формуле
где Кл— годовые эксплуатационные расходы по линейной части;
Ккс— капитальные затраты на сооружение КС.
Определяем полные эксплуатационные расходы, Э, млн. руб./год, по формуле
Э=438+26,1=464,1 млн. руб./год
Вычисляем приведенные годовые затраты, Спр, млн. руб. /год, по формуле
Спр=0,2·293,34+464,1=522,77 млн. руб. /год
Капитальные затраты в лч, млн.руб.
Эксплуатационные расходы по линейной части, млн.руб./год
Капитальные затраты на сооружение КС, млн.руб.
Эксплуатационные расходы по КС млн.руб./год
Полные капитальные затраты млн.руб.
Полные эксплуатационные расходы, млн.руб./год
Приведенные годовые затраты, млн.руб./год
3. Системы централизованного контроля и управления
Комплекс средств контроля и автоматики КЦ содержит следующие основные системы: централизованного контроля и управления ГПА (СЦКУ); управления цеховыми кранами; управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием цеха; защиты цеха от загазованности; защиты цеха от пожара.
Температура продуктов сгорания в тракте ГТУ и перепад давления «масло-газ» в системе уплотнения нагнетателя должны иметь непрерывную регистрацию.
Система управления цеховыми кранами должна обеспечить дистанционное управление кранами узла врезки цеха и охранными кранами, а также их автоматическую перестановку при аварийной остановке цеха от ключа «Стоп станция». Система управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием цеха должна обеспечивать управление и контроль за состоянием объектов с помощью локальных систем автоматизации.
Автоматика градильни и циркуляционной насосной должна обеспечивать постоянство уровня воды в бассейне градильни путем автоматической его подпитки; автоматическое включение установки для обработки воды (подкисли-тельной, магнитной и др.); автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении работающего; автоматический пуск работающих насосов и вентиляторов после кратковременного перерыва в электроснабжении.
В компрессорных цехах, не оснащенных СЦКУ, в помещении цеховых щитов управления должны быть установлены агрегатные панели: управления цеховыми кранами; управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием цеха; защиты цеха от загазованности; защиты цеха от пожара.
3.1 Описание основных систем защиты
Защита по осевому сдвигу роторов срабатывает, останавливая агрегат, при увеличении давления масла от 3 до 3,5 кг/см 2 между соплами реле и упорными дисками на валах агрегата (или превышении давления по воздуху свыше 1 кг/см 2 ), при этом на ГГЦУ подается аварийный сигнал «Авария по осевому сдвигу». При осевом сдвиге возможно задевание вращающихся деталей агрегата о неподвижные и разрушение отдельных узлов агрегата.
Защита по перепаду давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя (защита «масло-газ») служит для предотвращения протечек газа по валу из нагнетателя в машинный зал, применяется система уплотнения нагнетателя. Для этого к торцевому уплотнению подается масло с давлением от 1,0 до 1,5 кг/см 2 больше давления газа. Защита по перепаду давления осуществляется с помощью дифференциального реле давления типа РДД-1М, осуществляющего электрическую блокировку и автоматическое переключение с рабочего винтового масляного насоса уплотнения на резервный при снижении перепада давления, а также полном исчезновении перепада. При этом включается на ГГЦУ аварийный перепад «масло-газ».
При проверке защиты по перепаду «масло-газ» проверяют: резервирование насосов; отключение обоих ВМНУ. После установленной выдержки времени срабатывает защита по уменьшению перепада давления в уплотнении.
Защита по превышению частоты вращения роторов ТВД, ТНД и турбодетандера. При повышении частоты вращения роторов ТВД, ТНД, турбодетандера может произойти обрыв лопаток, разрушение валиков и дисков и т.п. Для предотвращения частоты применяют разного рода автоматы безопасности. Ротор ТНД имеет два автомата безопасности: центробежный (механический, бойкового типа) и гидродинамический.
Система защиты по температуре подшипников выдает предупредительный и аварийный сигнал при возрастании температуры выше допустимой, что может привести к разрушению подшипников, выплавлению баббита вкладышей, осевым сдвигам, повышению вибрации.
Температура измеряется малогабаритными платиновыми термометрами сопротивления (ТСП), установленными во вкладышах опорных подшипников и колодках упорных подшипников. Термометры подключаются к электронному мосту, который осуществляет измерение и регистрацию температуры подшипников, а также выдает предупреждающий (при 75 °С) и аварийный (при 80 °С) сигналы на ГЩУ.
Система защиты от вибрации осуществляется при помощи датчиков, размещенных на корпусах подшипников ГПА. При этом вибрация измеряется в трех направлениях: вертикальном, поперечном, осевом. Сигнал поступает от пьезодатчика. Повышенная вибрация может привести к нарушению условий смазки и разрушению подшипников, задеванию вращающимися деталями в проточной части.
Имеется два уровня вибрации. При достижении первого уровня включается предупредительная сигнализация. При достижении второго уровня, когда вибрация становится более 11,2 мм/с, срабатывает аварийная сигнализация и происходит остановка агрегата.
Кроме перечисленных выше основных систем защиты применяются и другие по минимальному и максимальному уровню масла в маслобаке агрегата; по аварийной остановке от кнопки АО, по давлению топливного газа; по превышению частоты работы вала турбокомпрессора в диапазоне резонансных частот вращения от 2500 до 4300 об/мин; защиты по разряжению на всасе осевого компрессора.
Проверку защиты в обязательном порядке в соответствии с правилами технической эксплуатации проводят при подготовке ГПА к пуску. Проверку проводит комиссия в составе: сменного инженера, инженера службы КИПиА, машинистов ТКЦ (технологического компрессорного цеха), работников КИПиА с оформлением специального протокола приема-сдачи защиты.
3.2 Порядок эксплуатации средств контроля и автоматики
Организационная структура и основные задачи службы автоматики, телемеханики и КИП.
Эксплуатация систем автоматики, телемеханика и КИП объектов МГНПП осуществляется службой автоматики, телемеханики и КИП, в структуру которой должны входить: отдел автоматизированного управления производственными процессами на магистральных газо-нефтепродуктопроводах, отдел автоматизированного управления производственными процессами при производственном отделении, производственный персонал линейно-производственной диспетчерской станции, перекачивающая станция по обслуживанию технических средств автоматизированного управления МГНПП (инженеры и слесари КИП и автоматики); специализированный участок по ремонту и наладке СА, ТМ и КИП базы производственного обслуживания.
В своей деятельности работники службы автоматики, телемеханики и КИП руководствуются действующим законодательством, СНиП 3.01.04-87, СНиП 3.05.06-85, СНиП 3.05.07-85 ПУЭ, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, настоящими Правилами, заводскими инструкциями по эксплуатации систем автоматики, телемеханики и КИП, инструкциями по эксплуатации на рабочем месте.
На уровне производственного отделения: надзор за монтажом систем автоматики, телемеханики и КИП, организацию и приведение пусконаладочных работ или участие в них, участие в испытаниях и приемке в эксплуатацию новых систем автоматики, телемеханики и КИП, надежную работу систем автоматики, телемеханики и КИП, составление и выполнение графиков планово-предупредительных ремонтов, контроль за деятельностью подрядных организаций, выполняющих ремонт и техническое обслуживание систем автоматики, телемеханики и КИП, учет отказов систем автоматики, телемеханики и КИП по установленной форме, анализ причин отказов и разработку мероприятий по их предупреждению, участие в проведении ведомственных метрологических поверок средств измерений на объектах МНПП; участие в составлении и предъявлении рекламации на низкое качество изготовления и монтажа; обучение персонала, обслуживающего технологическую часть объекта МГНПП, методам эксплуатации средств автоматики, телемеханики и КИП.
Численный состав и квалификация персонала службы автоматики, телемеханики и КИП определяются проектом.
Участки по ремонту и наладке систем автоматики, телемеханики и КИП создаются для обеспечения работоспособности закрепленных за производственных отделений средств автоматики, телемеханики и КИП путем организации и проведения ремонтного обслуживания технических устройств и систем высококвалифицированными специалистами участка, группируемыми по видам работ: теплотехнические средства измерений; средства релейной автоматики и электротехнических измерений; физико-химические измерения; электроника; средства ТМ; изготовление нестандартного оборудования; внедрение новой техники и др.
Для выполнения монтажа, демонтажа технических средств автоматизированного управления МНПП, а также для их доставки на объект, в составе участка по ремонту и наладке систем автоматики, телемеханики и КИП создаются выездные ремонтные бригады.
Выездные ремонтные бригады комплектуются высококвалифицированными работниками участка по ремонту и наладке систем автоматики, телемеханики и КИП.
Численный и квалификационный состав выездной ремонтной бригады устанавливается исходя из трудоемкости планируемых работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, предусмотренных годовым графиком ППР.
За каждой выездной ремонтной бригадой, с учетом ее состава, оснащенности и технического состояния обслуживаемого оборудования, закрепляется постоянный перечень перекачивающих и наливных станций.
Эксплуатация включает в себя две основные разновидности работ: оперативное обслуживание, периодическое техническое обслуживание и ремонт.
Оперативное обслуживание систем автоматики, телемеханики и КИП заключается в следующем: постоянном наблюдении за состоянием и режимом работы оборудования, проведении не предусмотренных планом-графиком небольших по объему работ (согласно перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации), производстве оперативных переключений, подготовке схемы и рабочего места для ремонтных бригад, допуске их к работе, надзоре за ними во время работы и восстановлении схемы после окончания всех работ.
Периодическое техническое обслуживание и ремонт систем автоматики, телемеханики и КИП включает комплекс работ, предусматриваемых действующей Системой планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов МГНПП: техническое обслуживание, текущий ремонт, капитальный ремонт, поверки средств измерений.
Техническое обслуживание подразделяется на: ежесменное техническое обслуживание, периодическое техническое обслуживание, выполняемое после отработки оборудованием определенного времени.
Оперативное и ежесменное техническое обслуживание выполняется оперативным персоналом линейно-производственной диспетчерской станции, перекачивающей. В перечень этих работ входят: проверка состояния и контроль (по показаниям приборов) за температурным режимом работы магистральных и подпорных насосных агрегатов, загазованностью в насосных, за вибрацией агрегатов, давлением и температурой масла на входе и выходе из подшипников агрегатов, давлением и температурой охлаждающей жидкости, температурой обмоток статора работающих электродвигателей. Все эти показания вносятся в журнал оператора через каждые два часа; проверка и контроль за параметрами режима работы пожарных насосных (давлением и уровнем раствора пенообразователя в баках, наличием основного и резервного электроснабжения систем пожаротушения и сигнализации и т.п.), оперативные переключения технологического оборудования при отклонениях режимов работы от заданных или по команде диспетчера с соответствующей записью в журнале, контроль выполнения программы включения автоматических переключающих устройств, регистрация в журналах по формам, рекомендованным Системой ППР оборудования объектов МГНПП, Инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации систем автоматики, телемеханики и КИП
При нарушениях в работе оперативный персонал должен действовать в соответствии с Инструкцией по эксплуатации на рабочем месте и, если возможно, устранить или правильно оценить повреждение, при необходимости перейти на местное, ручное управление и произвести запись в оперативном журнале.
Периодическое техническое обслуживание систем автоматики, телемеханики и КИП выполняется производственным персоналом в плановом порядке при отключенном оборудовании или временном отключении защит только по письменному разрешению ответственных за техническую эксплуатацию объекта.
Кабельные и воздушные линии, общие для связи и телемеханики, обслуживаются службами связи; при отклонении параметров канала автоматики и телемеханики от нормальных значений по заявке службы автоматики, телемеханики и КИП служба связи проверяет и при необходимости ремонтирует канал.
Кабельные и воздушные линии телемеханики, имеющие самостоятельные трассы, обслуживаются персоналом службы автоматики, телемеханики и КИП.
Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние работающих систем автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с изменениями в схемах, записями и распоряжениями с момента последнего дежурства.
Основным документом, регламентирующим сроки и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП является годовой график ППР.
Форма, сроки, порядок составления и согласования графиков ППР систем автоматики, телемеханики и КИП определяются действующей Системой планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов МГНПП.
Контроль за выполнением графика ППР возлагается на начальника отдела автоматизированного управления производственными процессами производственного отдела.
Ответственность за организацию, своевременное выполнение и качество работ по техническому обслуживанию и ремонту несут мастера соответствующей службы линейно-производственная диспетчерская станци, перекачивающей станции и специалисты отдела автоматизированного управления производственными процессами производственного отделения.
Ответственность за общую постановку работ системы технического обслуживания и ремонта систем автоматики, телемеханики и КИП возлагается на главного инженера ПО.
3.3 Характерные неисправности и способы их устранения
Внешними признаками неисправности электропроводки является перегорание предохранителей или автоматических защитных устройств и появление специфичного запаха горелой изоляции, иногда искрение или перегрев электропроводки. Повреждения электропроводки и ее элементов могут происходить из-за небрежного или неосторожного с ней обращения, в результате некачественного выполнения монтажных работ, при физическом износе проводов и кабелей. При техническом обслуживании внутренних электропроводок проверяют состояние проводов и кабелей и их изоляции, натяжение и закрепление проводов на роликах и изоляторах. Обвисшие и незакрепленные провода и кабели подтягивают и надежно закрепляют. При обнаружении поврежденных роликов, изоляторов, изоляционных трубок, фарфоровых воронок и втулок их немедленно заменяют другими. Поврежденные участки проводки заменяют новыми. Если повреждена изоляция проводов, допускается поврежденный участок проводки изолировать липкой изоляционной лентой или трубкой из изолирующего материала.
Внешними признаками неисправности электропроводки является перегорание предохранителей или автоматических защитных устройств и появление специфичного запаха горелой изоляции, иногда искрение или перегрев электропроводки.
Повреждения электропроводки и ее элементов могут происходить из-за небрежного или неосторожного с ней обращения, в результате некачественного выполнения монтажных работ, при физическом износе проводов и кабелей. При техническом обслуживании внутренних электропроводок проверяют состояние проводов и кабелей и их изоляции, натяжение и закрепление проводов на роликах и изоляторах. Обвисшие и незакрепленные провода и кабели подтягивают и надежно закрепляют. При обнаружении поврежденных роликов, изоляторов, изоляционных трубок, фарфоровых воронок и втулок их немедленно заменяют другими. Поврежденные участки проводки заменяют новыми. Если повреждена изоляция проводов, допускается поврежденный участок проводки изолировать липкой изоляционной лентой или трубкой из изолирующего материала.
4. Техника безопасности при обслуживании технологического оборудования компрессорной станции
компрессорный станция газопровод автоматика
Обслуживание оборудования компрессорного цеха производится на объектах действующих магистральных газопроводов высокого давления, во взрывоопасных помещениях и связано с эксплуатацией тяжело нагруженных быстроходных агрегатов с высокой температурой продуктов сгорания. Поэтому обслуживающий персонал должен твердо знать правила обращения с природным газом и его основные свойства: неодорированный природный газ бесцветен, не имеет запаха, легче воздуха, при содержании метана в воздухе в пределах от пяти до 15% образуется взрывоопасная концентрация, природный газ, скопляющийся в закрытом помещении, вытесняет воздух и удушающе действует на человека; предельно допустимое содержание газа в помещениях не должно превышать одного процента. Курение на компрессорной станции, в машинном зале и других производственных помещениях категорически запрещается. Должны быть выделены специальные помещения и отведены места для курения.
Полы помещений должны быть сухими и чистыми. Пролитое масло нужно немедленно и насухо вытереть. Полы, ограждения и перекрытия должны содержаться в полной исправности.
Все помещения цеха, включая проходы и площадки, должны иметь освещенность, обеспечивающую возможность правильного и безопасного обслуживания агрегатов дежурным персоналом. Должно быть обеспечено хорошее освещение всех приборов, а также проходов, лестниц и всех тесных мест вблизи горячих поверхностей.
Промасленные обтирочные материалы необходимо складывать в секционный металлический ящик и убирать из цеха в конце каждой смены.
При подготовке агрегата к пуску необходимо: произвести наружный осмотр агрегата, убрать с оборудования, площадок обслуживания и переходов инструменты, ветошь и прочие предметы, произвести все операции по подготовке ГПА к пуску в соответствии с технической инструкцией завода-изготовителя; проверить наличие и исправность всех ограждений и предохранительных устройств, все вращающиеся механизмы должны быть закрыт предохранительными кожухами, проверить исправность покрытий горячих частей агрегата, проверить наличие и исправность противопожарного оборудования,
При пуске агрегата должны соблюдаться следующие требования техники безопасности: запрещается присутствие посторонних лиц в машинном зале и галерее нагнетателей (аналогично в помещениях цехов контейнерного типа), пуск ГПА разрешается только по распоряжению старшего сменного инженера-диспетчера, вход людей в камеры воздушных фильтров при пуске и во время работы агрегата категорически запрещается.
В процессе разработки курсового проекта были освещены следующие вопросы:
назначение компрессорных станций магистральных газопроводов;
основное технологическое оборудование КС и его размещение;
комплекс средств контроля и автоматики, система централизованного контроля и управления;
описание основных систем защиты, порядок эксплуатации средств контроля и автоматики;
характерные неисправности и способы их устранения;
техника безопасности при обслуживании технологического оборудования компрессорной станции.
Так же в процессе написания курсового проекта был выполнен расчет магистрального газопровода и выполнен чертеж «Технологическая схема компрессорной станции. Принципиальная схема технологического оборудования» на листе формата А1. В процессе разработки курсового проекта были использованы учебные пособия, техническая литература, нормативные документы.
Список использованных источников
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Проектирование магистральных газонефтепроводов, выбор трассы магистрального трубопровода. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными неполнонапорными нагнетателями. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода.
курсовая работа [261,2 K], добавлен 17.05.2016
Назначение и классификация магистральных газопроводов, их разновидности и возможности, состав сооружений линейной части. Назначение и типы компрессорных станций, и их оборудование. Подземные хранилища газа: назначение, классификация, область применения.
курсовая работа [464,3 K], добавлен 06.01.2014
Основные способы устранения неполадок при компрессорной эксплуатации. Конструкции и принцип действия воздушных подъемников, методы снижения пусковых давлений, оборудование устьев компрессорных скважин. Расчет лифтов при различных условиях работы.
курсовая работа [956,0 K], добавлен 11.07.2011
Структура и классификация технологического оборудования. Энергетическое, транспортное и технологическое промышленное оборудование. Использование комбинированных дизельно-электрических, дизельно-гидравлических или электро-гидравлических двигателей.
презентация [79,6 K], добавлен 22.10.2013
История возникновения и развития технологического оборудования, его виды и классификация, особенные требования. Анализ зарубежного, российского и регионального рынка. Основные производители и поставщики специализированного оборудования для ресторанов.
курсовая работа [74,1 K], добавлен 12.06.2010
Технологические процессы и оборудование основных производств предприятия, основное и вспомогательное технологическое оборудование. Оборудование и технологии очистки выбросов, переработки и обезвреживания отходов. Управление технологическими процессами.
отчет по практике [1,5 M], добавлен 05.06.2014
презентация [1,8 M], добавлен 23.03.2012