1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика КЦ-3 и линейного участка газопровода

“Ямбург – Тула 1”

КС-20 Комсомольского ЛПУМГ эксплуатирует магистральный

газопровод Ямбург – Тула 1, фактическая производительность которого

составляет 91,3...101,7 млн. м3 в сутки при абсолютном давлении 7,45

МПа (75 кгс/см2).

Магистральный газопровод “Ямбург – Тула 1” с рабочим

давлением 5,0 – 7,7 МПа в соответствии с [1] относится к газопроводам

первого класса. Диаметр газопровода 1420 мм с толщиной стенки от 20

до 30 мм (в зависимости от условий окружающей среды, коррозионной

активности грунта, рельефа и т.д.).

В состав компрессорного цеха входят следующие объекты и

системы:

- установки очистки и охлаждения газа;

- технологические трубопроводы с установленной на них запорной

арматурой;

- компрессорные цеха с установленными газоперекачивающими

агрегатами;

- системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- система маслоснабжения станции;

- системы пожаротушения;

- электрические устройства, КИП и А;

- узлы подключения цехов к газопроводам.

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей;

- сжатие газа в центробежных нагнетателях;

газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна

перекачивать от 50 до 150 млн. м3 газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в

обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы

турбокомпрессорного, теплоэнергетического, технологического и

вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный, поэтому

оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются

сменным персоналом.

Таблица 1.1 - Характеристика компрессорного цеха

Наименование Зима Лето Межсезонье

1 2 3 4

1.Количество компримируемого газа (при

20 0С и 760 мм рт. ст.), млн. м3/сут

101,7 91,3 96,8

2. Давление всасывания, МПа 5,71 5,27 5,57

3. Давление нагнетания, МПа 7,45 6,23 6,51

4.Температура всасывания, 0С 5 31 17

5. Температура нагнетания, 0С 36 63 43

6. Температура газа после охлаждения в

АВО, 0С

44 26

7. Расчетная температура наружного

воздуха АВО, 0С

-8 27 10

8. Расчетная температура наружного

воздуха ГТУ, 0С

-6 22 12

9. Количество ГПА ГТК -10-4

Рабочих

Резервных

6

2

6

2

6

2

10 Располагаемая мощность одного

нагнетателя, кВт

10300 8400 9600

11. Расходуемая мощность одного

нагнетателя, кВт

8600 8300 6800

- компримирование газа;

- охлаждение газа.

Газ из магистрального газопровода “Ямбург - Тула 1” (Dу 1400 мм,

Рраб=7,5 МПа) направляется двумя шлейфами Dу 1000 мм на установку

пылеуловителя (6 пылеуловителей производительностью 20 млн.

м3/сутки), где очищается от механических и жидких примесей.

Подключение пылеуловителей коллекторное. Очищенный газ из

пылеуловителей двумя шлейфами Dу 1000 мм поступает на всасывание

компрессорных агрегатов.

Отсепарированная в пылеуловителях жидкость самотеком

поступает в подземную промежуточную емкость сбора конденсата Е-2,

из которой автоматически сбрасывается в емкость сбора конденсата

Е-3, работающую под атмосферным давлением. Выветренный

конденсат из емкости Е-3 откачивается в автоцистерну.

Компримирование газа осуществляется одноступенчатыми

центробежными нагнетателями 370-18-1 с приводом от газотурбинной

установки ГТК-10-4.

Количество рабочих агрегатов при нормальном режиме 6, один в

резерве, один в ремонте.

Технологическая схема компримирования предусматривает

параллельно-последовательную обвязку ГПА - четыре параллельные

группы по два последовательно включенных агрегата в группе. Схема

позволяет произвести набор различных комбинаций включения

агрегатов в работу, обеспечить работу трех групп агрегатов при выходе

из строя любых двух ГПА.

Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется

четырьмя шлейфами Dу-1000 на охлаждение в аппараты воздушного

охлаждения (АВО), подключенные коллекторно. На каждом шлейфе

перед коллектором АВО газа предусмотрен обратный клапан и

отключающий кран местного управления. Подача газа на пусковой

Рисунок 1.1 - Узел подключения компрессорного цеха.

Рисунок 1.2 - Узел запуска очистных устройств.

Наименование

Кол-во

Техническая хар-ка

ГОСТ ТУ

ГПА 1 - 8

Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4

8 N – 10 МВт Q – 37 млн. м3/сут

ТУ 108.641 – 77108.704 – 77 НЗЛ

ПУ 1 - 6

Пылеуловители

6 Ду – 2000 Р – 7,5 МПа

ГП 144.00.000 ЦКБН

АВО Аппарат воздушного ожлаждения газа

Р – 7,5 МПа

СВД Сепараторы высокого давления

2 Ду – 800 Ру – 8 МПа

ОСТ 26-02-645-72

СНД Сепара-тор низ-кого давления ГС –11- 16- 1200

2 Ду – 1200 Ру – 1,6 МПа

ОСТ 26-02-645-72

А Адсорбер

2 Ду – 630 Ру – 7,5 МПа

ОСТ 26-291-71

Е - 2 Емкость продувочная

1 V – 4 м3

Ру – 7,5 МПа

ГП.474.00.000

Е - 3 Емкость сбора конденсата

1 ЕПП – 25 - 2000

ОСТ – 26 – 02 – 556 – 72

1.3 Математическая модель нагнетателя и расчет режима работы

компрессорного цеха

1.3.1 Характеристика и математическая модель центробежного

нагнетателя

Таблица 1.3 - Основные технические характеристики ГТК-10-4

Завод изготовитель НЗЛ

Год выпуска 1973

Номинальная подача, млн.м3/сут 37 Стационарные условия:

Температура наружного воздуха tвх0 , оС

Атмосферное давление Ра0, Мпа

+ 15

0,1013

Сопротивление входного тракта, кПа

Сопротивление выходного тракта, кПа

0,506

1,01 Номинальная мощность Ne0, кВт 10

Эффективный КПД ГТУ, % 29 К.п.д. ГТУ в условиях ИСО, % ---

Номинальный расход топлива Gтг, м3/ч 3600

Удельный расход топлива Gтг0/Ne0, 0,36

Температура газа перед ТВД tВХ ТВД, оС 780

Температура газа за СТ tВЫХ СТ, С 495

Степень сжатия осевого компрессора к 4,4

Расход воздуха через компрессор GВХ К0, 86,2

Температура за компрессором tВЫХ К0, оС 190

Частота вращения турбокомпрессора:

Номинальная nТВД0, об/мин

4800

Температурный коэффициент при

расчете Кt

3,7

При расчете режимов работы КС МГ и загрузки ГПА наибольшее

распространение получили характеристики ЦН, построенные по резуль-

1

21

2

р

2 11

m

m

m

m

НпНnn , (1.9)

которая с учетом (1.2) и (1.3) примет вид:

.11

12

13

р

*

р

3

2

р

*

р

2

р

*

р

10

2

р

2

m

m

m

m

пн

п

пн

п

пн

п

пн

nn

Qa

nn

Qa

nn

Qaann

(1.10)

Область допустимых значений [n/nн]пр по оборотам:

1.17.0 р пнnn (1.11)

и по расходу:

*

max.р

*

р

*

min.р ппп QQQ . (1.12)

Алгоритм поиска частоты вращения ротора ЦН должны

предусматривать ограничение области допустимых режимов с учетом

располагаемой мощности газовой турбины.

Значение коэффициента сжимаемости природного газа

определяется в зависимости от давления и температуры газа на входе в

ЦН в формуле:

прР

0241.01 , (1.13)

где

3

р

2

рр 0107.078.068.11 ппп ТТТ ; (1.14)

пкп РРР р ; (1.15)

пкп ТТТ р . (1.16)

Псевдокритические давление пкР (МПа) и температура Tпк (К)

Мощность на валу турбины определяется с учетом механических

потерь по формуле:

N N Ne i м , (1.20)

где Nм= 100 кВт для агрегата ГТК-10-4.

Располагаемая мощность ГТУ – это максимальная рабочая

мощность на муфте, которую может развивать ГТУ в конкретных условиях.

Ее величина определяется уровнем технического состояния, параметрами

эксплуатационных ограничений и эксплуатационными условиями.

Уровень технического состояния оценивается коэффициентом

технического состояния Nk , нормативная величина которого для

различных типов ГТУ приводится в табл. 1.5.

К эксплуатационным условиям относятся следующие условия:

-фактическая температура воздуха на входе в ГТУ 3t , которая может

отличаться от номинальной ( 30t ) и зависеть от температуры атмосферного

воздуха ta с учетом местного подогрева (поправка n ) и работы установок

водоиспарительного охлаждения в летнее время (поправка ..ов )

..3 овnatt , (1.21)

-абсолютное барометрическое давление воздуха aP ;

-работа противообледенительной системы, влияние которой учитывается

коэффициентом облk ;

-влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ, которое

учитывается коэффициентом tk .

В качестве эксплуатационных ограничений располагаемой мощности

ГТУ различных типов могут служить температура на входе в осевой

3

р3

2

р2р10р пппп nfnfnffn , (1.23)

где рпn - приведенная относительная частота вращения ТНД определяется

по формуле:

273

273

3

30р

t

t

nn

nн

п . (1.24)

Значения коэффициентов аппроксимации равны:

f0=0,748594; 1f =-0,660105; 2f =1,85353; 3f =-0,941543.

Тогда формула для расчета располагаемой мощности турбины

примет вид:

р3

303

1013.02731 п

atоблNeoep n

P

t

ttkkkNN

. (1.25)

В соответствии с нормами технологического проектирования расход

топливного газа рекомендуется определять по формуле:

н

н

нa

eo

eн

тг�‹ Q

QP

T

T

N

Nqq

р

р

30

3

1013.025.075.0

, (1.26)

где н

тгq - номинальный расход топливного газа с учетом поправки на

допуски и технического состояния. Для агрегатов ГТК-10-4 нтгq =3700м3/ч.

Без учета технического состояния, и в частности, коэффициента

технического состояния ГТУ по топливу тгk ( тгk =1,05) величина номиналь-

Продолжение таблицы 1.6

1 2

3. Стационарные условия:

номинальная температура воздуха на

входе в ГТУ 30t , 0С

атмосферное давление Рат 0, мм.рт.ст.

15

760

4. Коэффициент технического состояния

ГТУ по топливному газу тгq

1,03

5. Коэффициент, учитывающий влияние

системы противообледенения на к.п.д.

ГТУ ттгк

1,04

6. Коэффициент наработки ГТУ с начала

эксплуатации (тыс.ч.) нарк

до 25

от 25 до 50

свыше 50

1,0

1,02

1,05

eoe ; (1.29)

3

30р T

T

nn

no

п ; (1.30)

р.

1

птгq ; (1.31)

р.р. 175.00.1 пeптг Nq . (1.32)

Если учесть, что соотношение (1.32) получено по результатам

стендовых испытаний на рабочей линии 3

рр пп nN , то при использовании

Рисунок 1.3 – Зависимость политропного к.п.д. от приведенной

объемной производительности

Рисунок 1.4 – Зависимость степени сжатия от приведенной

объемной производительности

[Ni/н]пр = -2,0754120E-06Q3 + 1,5859587E-03Q2 -- 1,2745404E-02Q + 8,6963991E+01

R2 = 9,9941995E-01

150

200

250

250 300 350 400 450 500 550

Производительность м3/мин

Приведенная

мощ

ность

кВ

т/(кг/м3 )

= -2,2513100E-08Q3 + 1,8819091E-05Q2 --4,6682373E-03Q + 1,1432129E+00

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

200 250 300 350 400 450 500 550

Приведенная объемная производительность м3/мин.

Политропный КПД

оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе

нормативных отраслевых показателей и оценки эффективности принятых

режимов работы.

Планирование режимов работы газопровода подразумевает расчет

основных параметров потока газа (P, T, Q) на входе и выходе каждого

компрессорного цеха и параметров работы каждого ГПА (, N, QВС, nCT,

nТВД) для проверки технологических ограничений и выбора наиболее эф-

фективного режима работы. Решение задачи оценки эффективности ре-

конструкции КС с целью сокращения расходов ТЭР, улучшения условий

труда невозможно без выполнения многовариантных расчетов режимов

работы КС при использовании на них более совершенных и перспективных

ГПА.

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики НЦ

[5], представляющие зависимость степени повышения давления ,

политропического к. п. д. ПОЛ и приведенной относительной внутренней

мощности

3

Н

ВС

i

ПРВС

i

n

nNN

(1.37)

от приведенной объемной производительности

ВСН

ПР Qn

nQ (1.38)

при различных значениях приведенных относительных оборотах

ВСВС

ПРПРПР

НПРН TRz

TRz

n

n

n

n

, (1.39)

где ВС, zВС, TВС, Q ВС – соответственно плотность газа, коэффициент

сжимаемости, температура газа и объемная производительность НЦ,

приведенные к условиям всасывания;

R – газовая постоянная;

zПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристи-

ки;

150

200

250

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

150 200 250 300 350 400 450 500 550

0,6

0,7

0,8

0,9

кВт кг/м3

N i

п

р

пол

1,10

1,05

1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70

ПРНn

n

Qпр м3/мин

Рисунок 1.6 – Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 сузкой проточной частью

Условные обозначения:

ВСН

ПР Qn

nQ

;

N n

n

Ni

п

н i

вс

р

3

;

n

n

n

n

Z R T

Z R Tн п н

п

вс

р

р( )

( )

Значения расчетных величин: TПР =288К; RПР=508,2 Дж/(кг·К); ZПР=0,888; nН=4800 об/мин.

Значения NeН, kН , kОБЛ , kУ , k t , TВОЗД

Н принимаются по справочным

данным ГТУ.

Производится сравнение Ne и NeP . Должно выполняться условие Ne Ne

P.

При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и повторить

расчет начиная с пункта 2.

Определяется температура газа на выходе НЦ

полk

1k

ВСНАГ TT

, (1.48)

где k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

Расчет режимов работы компрессорного цеха произведен при

помощи программы Regim-КС.bas (приложение 1).

После проведения расчета получились следующие результаты:

Май 2003 +------------------------------------------------------------+ ¦ Расчет режимов работы КС Комсомольская( цех-3) ¦ ¦ Нагнетатель: 370-18-1(колесо с узкой проточной частью) ¦ ¦ Привод: ГТК-10-4 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Плотность газа при норм.условиях ¦ 0.682 ¦кг/м3 ¦ ¦ Производительность КЦ ¦ 90.800 ¦млн.м3/сут ¦ ¦ Темп-ра наружного воздуха ¦ 11.000 ¦C ¦ ¦ Темп-ра газа на входе КЦ ¦ 287.000 ¦C ¦ ¦ Давление газа на входе КС ¦ 5.500 ¦МПа ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Число работающих групп - 3 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Показатель ¦Размерн.¦ Ступень 1 ¦ Ступень 2 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Производительность ¦м3/мин ¦ 398.444 ¦ 360.627 ¦ ¦ Мощность ¦кВт ¦ 5382.527 ¦ 5615.491 ¦ ¦ КПД ¦ ¦ 0.847 ¦ 0.852 ¦ ¦ Число оборотов ¦об/мин ¦ 4089.488 ¦ 4096.726 ¦ ¦ Степень сжатия ¦ ¦ 1.152 ¦ 1.154 ¦ ¦ Темпер-ра на выходе ¦K ¦ 298.577 ¦ 310.691 ¦ ¦ Давление на выходе ¦МПа ¦ 6.336 ¦ 7.300 ¦ ¦ Расход топл. газа ¦тыс.м3/ч¦ 2.069 ¦ 2.160 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Суммарная мощность КЦ 32994.055 кВт ¦ ¦ Расход топливного газа КЦ 12.685 тыс.м.куб/ч ¦ +------------------------------------------------------------+

коробке приводов 14. В местах подвода масла к каждому узлу

установлены защитные индивидуальные фильтры, которые предохра-

няют от засорения маслопроводящие отверстия.

Отработанное масло из масляных полостей двигателя через одну

общую трубу самотеком поступает в масляной бак. Из коробки приводов,

которая смонтирована в маслобаке, масло сливается непосредственно в

этот бак. При подаче сигнала на пуск двигателя в работу включается

(дистанционно или автоматически) электроприводной насос 17, который

подает масло в масляную систему двигателя до начала вращения КНД.

Главный масляной насос, имеющий привод от КНД через выносную

коробку приводов, вступает в работу (т.е. создает необходимое давление).

При достижении определенной частоты вращения ротора КНД

электроприводной насос по сигналу центробежного датчика 6 отключается

и масло подается в систему только от навешенного главного масляного

насоса. Центробежный датчик 6 одновременно включает и отключает

защиту по давлению. Центробежные датчики 4 и 5 служат соответственно

для отключения пусковой турбины и включения защиты по падению

давления масла в маслосистеме двигателя и для включения агрегата

зажигания, выдачи сигнала на перестановку кранов и открытие стоп-крана

(кран подачи топливного газа).

При остановке двигателя включение электроприводного насоса в

работу приводится по сигналу центробежного датчика 6. Программа

работы насоса построена таким образом, что он продолжает работать и

после полной остановки газотурбинного двигателя. Через 15 минут после

остановки двигателя насос отключается автоматически. Эту же операцию

можно проделать кнопкой «стоп».

Для контроля перепада давления на масляном фильтре служит

датчик-реле разности давлений 8, который выдает сигнал о превышении

перепада давления на фильтре выше допустимого. Сигнал на аварийную

выносной коробки приводов 14 поступает к трем центробежным суфлерам

― центрифугам 3. Очищенный в центрифугах от масла воздух

выбрасывается в газоотвод (выхлопную шахту), а масло возвращается в

маслобак.

Система разгрузки предназначена для обеспечения допустимой

осевой нагрузки на упорные шариковые подшипники двигателя. Для этого

на выходе из КВД и турбины нагнетателя созданы разгрузочные полости,

которые отделяются от проточной части двигателя и масляных полостей

лабиринтными уплотнениями. При этом часть воздуха из разгрузочной

полости КВД через лабиринт поступает в разгрузочную полость турбины

нагнетателя, а избыток удаляется в атмосферу через специальную трубу.

Регулировка давлений в разгрузочных полостях осуществляется кранами,

установленных на трубах удаления и подвода воздуха.

1.5 Очистка газа от механических примесей

1.5.1 Пылеуловитель циклонный типа ГП 144.00.000

В соответствии с заданием на проектирование газопровода Ямбург –

Тула 1 на КС приняты пылеуловители номинальной производительностью

20 млн. м3/сутки (рисунок 1.8). Пылеуловители циклонные Dу – 2000,

Рр=7,35 МПа. Принятое количество пылеуловителей на КС – 6 штук.

Для расчетных режимов работы КС при давлении всасывания 4,9–5,4

МПа расчетное количество пылеуловителей составит 5 рабочих и 1

резервный. Потеря напора при этом 0,39–0,37 МПА.

Для сбора конденсата, отсепарированного в пылеуловителях,

принята подземная емкость объемом 4 м3, Ру-7,35 МПа в блочном

исполнении. Для сбора выветренного конденсата принята емкость типа

ЕПП – 25–2000–I–IV, объемом 25 м3 с погружным насосом НВ–9*4 и

электродвигателем ВАО–61–4, мощностью 13 кВт.

ния Q=f(P) при различных перепадах давления на аппарате ΔP показан на

рисунке 1.9.

Рисунок 1.8 - Пылеуловитель

1.5.2 Правила эксплуатации

При эксплуатации и обслуживании пылеуловителей необходимо

руководствоваться «Правилами устройства и безопасной эксплуатации

сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора.

Во время вскрытия, осмотра и чистки пылеуловителей внутренние

поверхности следует обильно смачивать водой для предотвращения

самовозгорания возможных отложений пирофорного железа.

Дренаж конденсата из пылеуловителей необходимо осуществлять в

специальные емкости с последующей его транспортировкой за пределы

территории КС. Пролив конденсата на землю не допускается. В случае

пролива конденсата грунт, пропитанный конденсатом, удаляется с

территории КС.

В случае обмерзания аппаратов, газопроводов, запорной арматуры

отогревать их следует горячей водой или паром. Отогрев, открытым огнем

запрещается.

1.6 Охлаждение газа. Аппарат воздушного охлаждения газа

От правильного (рационального) охлаждения газа на КС зависит про-

пускная способность газопровода, долговечность, устойчивость положе-

ния, режимы работы следующей КС и т.д.

1.6.1 Назначение и описание конструкции АВО 2АВГ-75

Аппарат воздушного охлаждения газа 2АВГ-75 Борисоглебского

завода, с коллекторами входа и выхода продукта (газа), предназначен для

охлаждения природного газа на компрессорных станциях магистральных

газопроводов.

– потребляемая мощность не должна превышать номинальную мощность

электродвигателя. Шум работы вентилятора и его привода должен быть

равномерным, умеренной силы, без посторонних стуков и ударов.

После проведения вышеуказанных работ аппарат разрешается

эксплуатировать в соответствии с технологическими инструкциями.

Пуск, остановка и испытание аппарата на плотность в зимнее время

должен производиться в соответствии с “регламентом”, утвержденным

Минхимнефтемаш и согласованным с Госгортехнадзором РФ.

1.6.3 Эксплуатация АВО газа

Эксплуатацию аппарата, в зависимости от технологических задач и

температурных условий, можно вести на различных режимах. Изменение

режима достигается следующим и способами:

отключением отдельных секций;

регулированием подачи газа;

отключением вентиляторов.

Отключение рекомендуется при низкой температуре окружающего

воздуха, когда необходимое охлаждение газа обеспечивается естествен-

ной конвекцией.

Для исключения аэродинамического сопротивления от загрязнения

оребренных поверхностей труб, особенно в летний период времени, трубы

должны очищаться продувкой паром и сжатым воздухом не реже одного

раза в месяц.

При отключении аппарата в зимний период из трубных секций жид-

кие замерзающие продукты должны быть удалены.

Перед пуском вентилятора в зимний период необходимо проверить

отсутствие обледенения на лопастях вентилятора. При наличии обледе-

нения необходимо удалить его.

2) аппарата 9930 м2

б) внутренняя

1) секции 142,43 м2

2) аппарата 427,29 м2

2. Привод:

Тип привода

безредукторный

Тип электродвигателя ВАСО 16 – 14 – 24

Номинальная мощность 37 кВт

Скорость вращения 250 об/мин

3. Вентилятор:

Тип колеса вентилятора УК – 2М

Диаметр колеса 5000 мм

Число лопастей 4

Максимальный угол установки лопастей 110 10

Скорость вращения вентилятора 250 об/мин

4. Габаритные размеры аппарата:

Длина 12820 мм

Ширина 6500 мм

Высота 4890 мм

5. Вес:

Аппарата 48400 кг

Секции 9500 кг

1.7 Подготовка топливного и пускового газа

1.7.1 Назначение и принцип действия системы топливного и пускового газа

Система предназначена для подачи топливного и пускового газа к

турбодетандеру с целью запуска турбины и подачи топливного газа в

камеру сгорания. В качестве топливного и пускового газа компрессорных

1,5±0,03 МПа. Практически расчет расхода топливного газа произведен на

ЭВМ по методике ВНИИгаза с учетом загрузки ГПА по мощности, КПД,

технического состояния агрегата и теплотворной способности топливного

газа и включены в состав гидравлических расчетов магистрального

газопровода.

Расход пускового газа на один запуск в соответствии с ТУ 108-641-77

не более 1000 кг. Давление пускового газа 1,5±0,03 МПа. Время запуска

агрегата из холодного состояния, включая принятие нагрузки,

соответствующей оборотам силового вала 3300 об/мин., составляет

ориентировочно 15 мин.

В качестве сепараторов топливного и пускового газа (перед блоком

редуцирования) приняты вертикальные газовые сепараторы Dу–800, Р=7,8

МПа, тип ГС-I-80-800-16 ГОСТ 26-02-645-72. Количество сепараторов в

соответствии с графиками пропускной способности, приведенными в

ОСТе, принято два.

1.7.2 Описание элементов БТПГ

В качестве редуцирующих клапанов применяются регуляторы

прямого действия высокого давления с пневматической нагрузкой типа РД-

64, а также типа РДЭ-64 и РДМ-64, которые снижают высокое давление

газа и автоматически поддерживают его на заданном уровне.

Техническая характеристика регуляторов приведена в таблице 1.7

Вымораживатель в данной системе служит для осушки газа. Здесь

капельная влага, содержащаяся в транспортируемом газе, превращается

в лед и выводится из системы.

-бывающей промышленности».

После монтажа или ремонта аппаратов и оборудования, пуск в

работу должен осуществляться под руководством ответственного за

эксплуатацию инженерно-технического работника.

Продувку сепаратора производить не реже одного раза в сутки,

зимой ― один раз в смену.

Полную очистку сепараторов производить один раз в год.

При выходе из строя регулирующих клапанов необходимо

производить подачу топливного или пускового газа по байпасу.

Регулировка производится вручную. Давление контролируется по

манометру на выходной линии. До устранения неисправности оператор

должен находиться на пункте редуцирования.

Кроме того, необходимо ежедневно проверять герметичность

запорной и регулирующей арматуры, импульсных линий, устранять

появляющиеся утечки газа, не допускать обмерзания вентилей.

Не реже одного раза в неделю производить набивку смазкой кранов.

Периодически производить проверку манометров на «0»

расходомеров, проверять состояние термометров, узлов управления.

Следить за своевременной сдачей манометров и расходомеров в

госповерку.

1.8 Противопомпажная защита компрессорного цеха

1.8.1 Общие сведения о помпаже

Помпаж, или неустойчивый режим работы, нагнетателя является

наиболее опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель-

газопровод, приводящий к срыву потока в проточной части нагнетателя.

Внешне помпаж проявляется в виде хлопков, сильной вибрации

зоне, для чего при работе на частичных режимах необходимо повышать

частоту вращения нагнетателя либо уменьшать напор и расход

параллельно работающей группы нагнетателей. При возникновении

помпажа необходимо открыть перепускной кран, соединяющий линию

нагнетания со всасывающей, при этом расход газа через нагнетатель

увеличится, а степень сжатия снизится, рабочая точка нагнетания

переместится вправо от границы помпажа.

Автоматическая противопомпажная система фирмы ССС

(«Компрессор контролс корпорейшн») включает в себя защиту и

регулирование нагнетателя в области помпажных режимов, и имеют

перепускной кран с регулируемым проходным сечением.

Данная система антипомпажной защиты обеспечивает положение

рабочей точки нагнетателя в правой зоне от линии границы помпажа (см.

рисунок 1.10 ,линия III). Это достигается открытием перепускного

(антипомпажного) крана на величину, необходимую для поддержания

минимального расхода. Вследствие очень большой инерционности

системы нагнетатель - газопровод воздействие на перепускной клапан

должно начаться до того, как рабочая точка достигнет границы помпажа.

Точка на характеристике нагнетателя, соответствующая

открытию клапана, является линией контроля помпажа (рисунок 1.10

линия I). Расстояние между линией контроля и линией границы помпажа

определяет предел безопасности или зону контроля помпажа. Открытие

перепускного клапана увеличивается по мере перехода рабочей точки в

зону контроля помпажа. Расстояние между рабочей точкой нагнетателя и

границей помпажа рассчитывается с использованием следующего

соотношения:

Отношение значений параметра НP/Qs2=1/к в рабочей точке и на

границе помпажа при постоянной частоте вращения является

соотношением наклонов двух линий, проходящих через рабочую точку и

точку на границе помпажа (см. рисунок 1.10).

Расстояние между границей помпажа и линией контроля помпажа S

рассчитывается как производная от ∆Рк, в результате чего критерий S

будет равен 1,0, когда рабочая точка находится на линии контроля

помпажа, и больше 1,0, когда рабочая точка находится в зоне контроля

помпажа. Зона контроля помпажа имеет две области регулирования:

-область регулирования между линиями I и II соответствует малым

возмущениям потока газа;

-область регулирования между линиями II и III соответствует большим

возмущениям потока газа.

Регулятор, рассчитывая расстояние рабочей точки от границы

помпажа в случае его работы в области регулирования между линиями I и

II (точка 1***), воздействует на перепускной регулирующий клапан типа

«Маквелд», перепускает часть газа с выхода нагнетателя на вход,

восстанавливая режим нагнетателя в точке 1*. Если же рабочая точка

нагнетателя находится в области регулирования между линиями II и III, то

при быстром приближении к границе помпажа, регулирующий клапан

полностью открывается, а затем несколько прикрывается по мере

удаления рабочей точки от границы помпажа, устанавливая режим

нагнетателя, соответствующей точке 1*. В случае, если помпаж все же

произошел, а это значит, что рабочая точка находится между линиями III и

IV, регулятор ограничивает число «хлопков» путем удаления линии

контроля помпажа от линии границы помпажа.

корпусе посредством резьбовой зажимной втулки.

Затвор и вал производят поворот на 50 градусов. Этим движением

управляет рычаг, присоединенный к штоку мощного пневматического

исполнительного механизма с чулочной мембраной и со стяжной

пружиной.

Сплошной маховичок ручного дублера, включающий контргайку,

смонтирован в стандартном исполнении на бугеле, в противоположной

исполнительному механизму стороне. Он позволяет управлять затвором

или ограничить его. Второе нарезное отверстие предусмотрено

симметрично в бугеле для установки винта и контргайки, позволяющих

либо выполнить концевой упор, либо в сочетании с ручным дублером

блокировать затвор в выбранном положении.

Ручной дублер клапана ‘Camflex II’ сконструирован существенно для

применения только в экстренном случае. Характеристика нарезания

отверстий ручного дублера и упора ― 3/4˝-10 ACME 3 C (правая резьба).

Исполнительный механизм всегда смонтирован так, чтобы момент из-за

давления командного воздуха оказал сопротивление динамическому

моменту, созданному средой на затворе. Направление среды имеет

склонность открывать затвор, а исполнительный механизм смонтирован

так, чтобы перекрыть клапан, когда давление воздуха увеличивается.

Сила пружины исполнительного механизма добавляется к силе среды,

чтобы открыть клапан в случае отсутствия воздуха. Если клапан должен

перекрывать за счет отсутствия воздуха, положение блока корпуса на

трубопроводе должно быть реверсировано так, чтобы среда имела

склонность закрывать затвор. Положение исполнительного механизма

также должно быть реверсировано. Направление среды через корпус, т.е.

ориентация клапана на трубопроводе, таким образом, определяется

желаемым действием за счет отсутствия воздуха.

двумя компрессорными станциями производится в соответствии с

порядком расчета, изложенным [4].

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем по

формуле:

52

СРСР2

2НК

D087,105

LTZQPP

. (1.49)

В этом уравнении величина определяется с учетом коэффициента

динамической вязкости, - при средних значениях температуры и

давления.

Порядок дальнейшего следующий:

1. Принимаем в качестве первого приближения значения и ZCP ,

найденные по формулам:

2ТР

E05,1

, (1.50)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается

по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отрас-

левой методикой [3]. При отсутствии этих данных коэффициент гидравли-

ческой эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе

имеются устройства для периодической очистки внутренней полости тру-

бопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным

0,92.

Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа

в газопроводе определяется по формуле: 2,0

ЭТР D

k2

Re

158067,0

, (1.51)

где kЭ - эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без

внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле

Таблица 1.8 - Потери давления газа на КС

Давление

в

газопро-

воде

(избыточ-

ное), МПа

Потери давления газа на КС, МПа

всего в т.ч.

на всасывании

при одно-

ступенча-

той

очистке

газа

при двух-

ступенча-

той

очистке

газа

при одно-

ступенча-

той очистке

газа

при двух-

ступенча-

той очистке

газа

На

нагнетании

5,40 0,15 0,20 0,08 0,13 0,07

7,35 0,23 0,30 0,12 0,19 0,11

9,81 0,26 0,34 0,13 0,21 0,13

4. По формулам (1.54) и (1.55) с учетом средних значений давления и

температуры определяем средние приведенные давление и температуру:

Для расчета конечного давления во втором приближении

вычисляются уточненные значения ТСР, и ZCP. Для этого при

определении ТСР будем использовать величины средней удельной

теплоемкости СР , эффекта Джоуля-Томсона Di и коэффициента а,

вычисленные для РСР и ТСР первого приближения.

5. Удельная теплоемкость газа (кДж/(кгК)) определяется по

формуле:

3СР

СР6СР

3P Т

)1,0P(1096,1Т10838,1695,1C

. (1.63)

6. Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа:

5,1

T

1098,0

C

1D

2СР

6

Pi . (1.64)

7. Рассчитываем коэффициент “a” по формуле:

После проведения расчета получились следующие результаты:

Гидpавлический и тепловой pасчет участка газопpовода Исходные данные Длина газопpовода, км 98.6 Диаметp газопpовода наpужный, мм 1420 Толщина стенки трубы, мм 18.5 Плотность газа (пpи 293K), кг/м3 .682 Pасход газа, млн.м3/сут 90.8 Начальное давление, МПа 7.13 Начальная темпеpатуpа, K 303 Темпеpатуpа гpунта, K 284 Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2*К) 1.2 Эквивалентная шероховатость, мм .03 Гидравлическая эффективность .95 Pезультаты pасчета Конечное давление, МПа ... 5.267077 Конечная темпеpатуpа, K ... 292.7325

1.10. Расчет количества аппаратов воздушного охлаждения газа

1.10.1. Математическая модель АВО

Методика расчета разработана ВНИПИтрансгазом [4], в

соответствии с которой модель АВО представляется в виде:

Т Т q f Т q f c x

xf q Т Т

вх о хл т а в c p q

вх в

p

,

,

,

, (1.69)

где Т Твх о хл, - температуры газа на входе и выходе АВО;

q- коммерческий расход АВО.

Функция f f fт в cp, , представляет собой поправки на отклонение

атмосферной температуры Тв , удельной теплоемкости газа сp и

относительной плотности газа по воздуху от принятых базовых, при

1.10.2. Математическая модель электропривода вентилятора

Для определения мощности, потребляемой вентиляторами,

используются графические зависимости. Зависимость относительной

мощности N N Nном / от температуры окружающего воздуха N f TN в

аппроксимирована формулой:

f Т а a T a T a TN в в в в 0 1 22

33, (1.74)

где коэффициенты a a0 3... определены методом наименьших квадратов.

Работу электродвигателя характеризует коэффициент полезного

действия и коэффициент мощности cos :

N N Nвал н о м , (1.75)

где Nном - номинальная мощность двигателя вентилятора.

Мошность, потребляемая из сети :

NN

с е т ивал

cos. (1.76)

Произведение cos зависит от нагрузки:

cos ( )R N . (1.77)

Эта зависимость аппроксимируется формулой:

R N r r N r N r N( ) 0 1 22

33. (1.78)

Коэффициенты a a0 3... и r r0 3... получены после обработки кривых

методом наименьших квадратов и их значения равны:

а0=5,317597Е-02

а1=1,817915Е-02

а2=-7,59349Е-05

а3=8,838137Е-08

Расчет АВО произведем по программе “ABO. bas”. Текст программы

приведен в прил. 3.

После расчета были получены следующие результаты:

Pезультаты pасчета АВО газа

КС Комсомольская, цех-3 Май 2003 Тип АВО: БОРИСОГЛЕБСК 12 секций, 24 вентиляторов Производительность КЦ 90.8 млн.м3/сут Плотность газа при станд.условиях .682 кг/м3 Темп-ра наружного воздуха 11 C Темп-ра газа на входе АВО 37.6 C Давление газа на входе АВО 7.3 МПа Требуемая температура охлаждения газа 303К +----------------------------------------------------------+ ¦ Число работающих ¦ Температура газа ¦ Потребляемая ¦ ¦ вентиляторов ¦ после АВО,К ¦ мощность,кВт ¦ ¦--------------------+--------------------+----------------¦ ¦ 0 ¦ 304.9347 ¦ 0 ¦ ¦ 1 ¦ 304.3002 ¦ 47.51365 ¦ ¦ 2 ¦ 303.6658 ¦ 95.02729 ¦ ¦ 3 ¦ 303.0314 ¦ 142.5409 ¦ ¦ 4 ¦ 302.397 ¦ 190.0546 ¦ +----------------------------------------------------------+

1.11 Эксплуатация ГПА

1.11.1 Принцип работы ГТУ

Атмосферный воздух через фильтры поступает в осевой компрессор,

где компримируется и подается в воздухоподогреватель, там его

температура повышается за счет тепла отработавших продуктов сгорания

в турбине. Подогретый воздух подается в камеру сгорания с

одновременным поступлением топлива (газа). Продукты сгорания из

камеры поступают на ТВД, мощность которой используется для привода

осевого компрессора, из ТВД они попадают в ТНД, который вращает

нагнетатель. После выполнения работы, отработавшие газы проходят

через воздухоподогреватель, отдают часть тепла и выходят в атмосферу

Пусковые условия предусматривают такое состояние

технологической крановой обвязки ГПА, при котором контур нагнетателя

не может быть заполнен газом, а линия пускового и топливного газа

сообщены с атмосферой через соответствующие свечные краны. При этом

муфта турбодетандера расцеплена, выключатели автоматов безопасности

взведены, стопорный и регулирующие клапаны закрыты, а механизм

управления регулятором скорости – в верхнем положении и горит

световое табло "Верхнее положение регулятора скорости". Если на

агрегатной панели управления нет сигналов аварии и предупреждения, то

агрегат готов к следующей операции или пуску.

Проверка агрегата перед пуском предусматривает опробование в

определенной последовательности всех его систем. Ключом управления в

работу включают пусковой и резервный масляные насосы и при этом

проверяют сигнализацию запуска электродвигателей. Проверяют

давление масла в системе и его поступление ко всем подшипникам

агрегата через смотровые окна на сливных патрубках подшипников.

Проверяют готовность к работе регулятора скорости (РС), а также

подвижность стопорного (СК) и регулирующего (РК) клапанов. При

открытых СК и РК нажатие на кнопку аварийной остановки должно

приводить к их закрытию. В обязательном порядке в соответствии с

инструкцией по эксплуатации проводят проверку защиты агрегата (по

импульсу от фотореле, от уменьшения величины перепада давления в

уплотнении «масло-газ», по температуре газа за турбиной и т.д.). Ключом

управления включают выбранный для проверки масляной насос

уплотнения (МНУ). При этом проверяют срабатывание сигнализации и

время заполнения аккумулятора масла. Проверяют работу крана №4 (см.

технол. схему), а также невозможность его открытия при выключенном

МНУ (во избежание попадания газа в галерею нагнетателей через

торцевое уплотнение). При включенном пусковом и уплотнительном

Рисунок 1.18 Схема расположения газовых кранов турбины и нагнетателя:

1-турбодетандер; 2-осевой компрессор; 3-воздухоподогреватель; 4-

турбина (ТВД и ТНД); 5-нагнетатель; 6-камера сгорания

В случае какой-либо неисправности, приведшей к незавершенному

пуску или вынужденной остановке, эксплуатационный персонал обязан

выявить и устранить причины отказа. Только в этом случае допускается

повторный пуск агрегата. Общая продолжительность автоматического

пуска составляет 15-17 мин.

Последовательность пусковых операций агрегата осуществляется

одинаково при ручном и автоматическом пусках. Если температура масла

частоты вращения вала турбокомпрессора. При достижении частоты

вращения до 41.6 с-1 (2500 мин-1) реле скорости закроет кран №13 и

подача пускового газа на турбодетандер прекратится. Одновременно

муфта турбодетандера выходит из зацепления и закрывается кран №11. В

это время начинает вращаться вал ТНД с нагнетателем 5 и при

достижении частоты вращения около 55 с-1 (3300 мин-1) вступает в

действие регулятор скорости. Агрегат выходит на режим «холостого хода».

Здесь термин «холостой ход» условен и означает режим работы агрегата

на минимальной установке регулятора скорости при открытых кранах №1 и

№2. Положение других технологических кранов в обвязке определяется

схемой работы ГПА.

Перед загрузкой агрегата необходимо проверить отключение

пускового масляного насоса и общее состояние агрегата:

проконтролировать, нет ли каких-либо задеваний в проточной части. При

задевании или появлении посторонних, необычных звуков агрегат

необходимо остановить для выяснения причин обнаруженных

ненормальностей.

Следует проследить за перепадом давления «масло-газ» уплотнения

нагнетателя. Он должен быть не менее 0.15 МПа. Своевременное

закрытие сбросных воздушных клапанов за четвертой ступенью осевого

компрессора говорит о нормальном процессе пуска агрегата.

Установку закрытия сбросных клапанов за четвертой ступенью

осевого компрессора ГТК-10-4 по температуре наружного воздуха

определяют по таблице 1.10.

Дополнительная регулировка закрытия сбросных клапанов при

изменении атмосферных условий не требуется. Настройка, выполненная

при определенной температуре, в дальнейшем смещается автоматически.

После закрытия сбросных клапанов агрегат выдерживают на

установившемся режиме в течение 2-3 мин и затем его переводят на

пуска возможно только после устранения причин невыполнения этапа. О

невыполнении этапа при пуске агрегата свидетельствует погасание

светового сигнала "АП" (автоматический пуск).

После выполнения каждого этапа проводят специальную проверку

появления предупреждающего, а затем аварийного сигналов. При этом

обязательно проверяют регистрацию аварийного сигнала в блоке

регистрации событий.

При подготовке к пуску проверку работы пускового насоса,

резервного маслонасоса, насосов системы уплотнения нагнетателя,

валоповоротного устройства и элементов технологической обвязки

выполняют с помощью местных органов управления. Производится

контроль исправности блоков сигнализации и нормализации, устройства

логической обработки информации и защиты агрегата по температуре.

Причем выполнение операций контроля возможно только на

остановленном агрегате или при его стационарном режиме.

Заключительная стадия предпусковой проверки – опробование трех

этапов алгоритма пуска. После выбора основного и резервного насосов

уплотнения с помощью кнопки "Выбор МНУ", последовательным нажатием

кнопок "Этап – 1" и "Пуск" начинается выполнение операций первого

этапа. Эксплуатационному персоналу необходимо проследить за ходом

выполнения этих операций, которые протекают в следующей

последовательности: включение пускового насоса смазки; включение

насоса уплотнения нагнетателя; открытие электромагнитного вентиля 5В;

включение электродвигателя регулятора скорости на перемещение

механизма управления в сторону "убавить".

Этап заканчивается выполнением эксплуатационным персоналом

специальных проверок, цель которых убедиться в автоматическом

включении в работу резервных устройств агрегата. Это вызвано

необходимостью обеспечения безаварийного останова агрегата при его

необходимо открыть ручной кран №11 бис. Агрегат готов к пуску. Его

можно выполнять поэтапно или автоматически нажатием кнопок

"Автоматика" и "Пуск".

Рассмотрим подробно пуск на примере поэтапного пуска агрегата. В

этом случае команды на выполнение пусковых операций осуществляет

машинист (оператор). Выбирает основной и резервный насосы

уплотнения. Затем последовательно нажимает кнопки "Проверка

поэтапная", "Этап 1" и "Пуск". После выполнения операций первого этапа

нажимает на кнопку "Этап 2" и следит за его выполнением до появления

светового сигнала "2 этап выполнен". После этого машинист может

переходить к третьему этапу нажатием кнопки "Этап 3".

Необходимо проследить за выполнением операций этого этапа:

включение валоповоротного устройства; открытие крана №13; открытие

крана №11 и закрытие крана №10; реверс и отключение валоповоротного

устройства; при возрастании частоты вращения вала ТВД до 8,3-10 с-1

(498-600 мин-1) и после срабатывания реле давления воздуха – включение

запального устройства и открытие крана №15; открытие крана №12 и

закрытие крана №9; загорание факела в камере сгорания; закрытие крана

№15.

Окончанием этапа служит появление световых сигналов "Факел

зажжен" и "3 этап выполнен". Затем машинист нажимает на кнопку "Этап

4". В ходе выполнения последнего этапа пуска выполняются следующие

операции: прогрев турбины на пламени дежурной горелки; после

возрастания температуры газов за ТНД до 100 С – включение

электродвигателя механизма управления регулятором скорости в

направлении "прибавить"; при открытии РК на 1-1,5 мм отключение

электродвигателя регулятора скорости; импульсное управление

регулятором скорости, обеспечивающее равномерный прогрев турбины со

скоростью нарастания температуры газов на выхлопе ТНД не более

Аварийная остановка, заложенная в алгоритм ГПА, служит сред-

ством, препятствующим началу повреждения или локализации

начавшегося повреждения устройств или элементов ГПА. Аварийная

остановка ГПА характеризуется мгновенной разгрузкой ГПА, т.е.

закрытием стопорного и регулирующих клапанов и его отключением от

технологических коммуникаций без вывода на рециркуляционное кольцо, а

также открытием крана №5 для удаления газа из контура нагнетателя.

Характер протекания процессов при аварийной остановке ГПА одинаков

для остановки, выполненной эксплуатационным персоналом вручную от

кнопки аварийного останова или автоматически от защит агрегата.

Аварийная остановка ГПА, выполняемая от защит, является

автоматической и предусмотренной заводом – изготовителем как средство

обеспечения работоспособности агрегата при выходе эксплуатационных

параметров за предельно допустимые значения.

Нормальные остановки (НО) подразделяются на плановые и

внеплановые.

Плановые НО связаны с выводом ГПА в ремонт, на проведение ревизии и

резерв по графику. Внеплановые НО связаны чаще всего с поддержанием

режима работы газопровода.

Нормальные остановки ГПА (плановые, внеплановые, вынужденные)

характеризуются обязательным выводом на рециркуляционное кольцо КС

или группы, постепенной его разгрузкой и отключением от технологических

коммуникаций. Поэтому в условиях, не являющихся аварийными,

необходимо всегда проводить нормальную остановку двигателя. Газ из

контура нагнетателя должен быть стравлен через кран №5.

Вынужденные нормальные остановки (ВНО) ГПА связаны с

повреждением или угрозой повреждения узлов и деталей, отказами в

системе регулирования и автоматики, а также выходом из строя

вспомогательного оборудования и общестанционных систем обеспечения.

-понижение масла на турбине – разрыв маслопровода;

-прорыв газов из помещения нагнетателей в машзал;

-самопроизвольное срабатывание кранов обвязки нагнетателя и турбины;

-нерасцепление муфты турбодетандера, повышение частоты вращения

ротора турбодетандера до 9100-10500 об/мин;

-погасание факела в камере сгорания;

-повышение температуры газов за силовой турбиной ТНД выше

допустимой;

-повышение температуры масла подшипников выше 80С;

-повышение частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше максимально

допустимой;

-осевой сдвиг роторов турбины и нагнетателя на величину 0,8-1,0;

-понижение давления масла и газа в нагнетателе, т.е. "масло - газ" ниже

0,5 кг.с/см2;

-резкое падение уровня масла в раме – маслобаке.

1.12 Модернизация камеры сгорания ГПА ГТК-10-4 с установкой

горелочных устройств ПСТ-90/10-20

Работы по установке горелочных устройств ПСТ-90/10-20 на камере

сгорания ГТК-10-4 были выполнены в соответствии с программой работ по

улучшению экологической обстановки в районах расположения

компрессорных станций с целью снижения выбросов окислов азота (NOx и

NO2). За счет модернизации камеры сгорания и установки горелочных

устройств с предварительным смешением топлива типа ПСТ-90/10-20

были достигнуты следующие результаты:

-выбросы оксидов азота и углерода в атмосферу снизились в 3 раза;

-пуск агрегата стал более устойчивым;

-снизились выбросы сажи;

2 КИП и А

2.1 Система автоматического управления ГТК-10-4 А-705-15-03

2.1.1 Основные функции системы

КЦ-3 Комсомольского ЛПУМГ оснащен системой

централизованного контроля и управления А–705-15-03 для

газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4 с центробежными

нагнетателями, которая может быть использована при

последовательной и параллельной работе агрегатов на компрессорной

станции.

В состав установки А-705-15-03 входит: устройство представления

информации (УПИ), устройство нормализации и сигнализации (УНС),

устройство логической обработки информации (УЛОИ), стойка

коммутационная (СК), стойка для монтажного оборудования (СМО).

В СМО входит следующая аппаратура: комплекс тахометрических

преобразователей с сигнализаторами “Турбина” (2 шт.), прибор контроля

факела “Пламя-2” (3 шт.), прибор, регулирующий РП2-У3 (1 шт.),

контрольно-сигнальная аппаратура КСА-15 (1 комплект), тракт контроля

вибрации ВВК331 (2 комплекта).

2.1.2 Возможности системы А-705-15-03

Система А-705-15-03 позволяет осуществлять:

-программно-параметрическое управление пуском и нормальным

остановом агрегата из помещения операторной цеха;

-дистанционное управление режимом работы агрегата и отдельными его

механизмами;

-аварийный останов агрегата при срабатывании защит и по команде

оператора;

этапа в течение установленного времени, пуск прекращается.

Продолжение пуска возможно после установления и устранения причин

не выполнения этапа. В случае не выполнения третьего или четвертого

этапа в течение установленного времени происходит возврат к

выполненному второму этапу.

Предусмотрены следующие режимы:

автоматический пуск;

проверка автоматического пуска (поэтапный пуск);

проверка поэтапная (режим ‘’КОНТРОЛЬ’).

В режиме 1) операции 1-4 этапов выполняются автоматически.

В режиме 2) происходит автоматическое выполнение отдельных

этапов. Переход от этапа к этапу происходит по команде оператора.

В режиме 3) происходит проверка работоспособности системы

управления и исполнительных механизмов перед пуском агрегата. В

этом режиме ручные краны на пусковом и топливном газе должны быть

закрыты.

2.1.4 Защита агрегата

Система А-705-15-03 осуществляет аварийную защиту агрегата

автоматически в случае отклонения за допустимые пределы:

-давления масла смазки;

-перепада давления ‘‘масло высокого давления – газ в полости

нагнетателя’’;

-уровня масла в аккумуляторе;

-температуры подшипников;

-осевого сдвига роторов;

-давления топливного газа;

-температуры продуктов сгорания;

-вибрации роторов и подшипников;

- появление дыма из подшипников;

- воспламенение масла на турбине (при невозможности быстро погасить

огонь);

- прорыве газа в помещение машинного зала;

- самопроизвольное срабатывание кранов обвязки нагнетателя и тур-

бины;

- нерасцепление муфты турбодетандера при пуске агрегата, повышение

частоты вращения турбодетандера до 9100-10500 об/мин;

- резкое возрастание расхода масла через поплавковую камеру

(уплотнение ‘’МАСЛО-ГАЗ’’ нагнетателя), а также резкое падение уровня

масла в раме – маслобаке турбины.

2.2 Функциональная схема автоматизации ГТК 10-4

Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4 оснащен централизованной

системой контроля и управления, которая предусматривает измерение

значительного числа параметров: температуры, давления или разности

давлений и механических величин. Часть параметров, текущие значения

которых лишь изредка могут заинтересовать оператора при нормальной

эксплуатации, измеряются приборами, установленными вблизи агрегата.

Обычно эти приборы одновременно выполняют важнейшую роль

датчиков в цепях защиты, преобразуя измеряемый параметр в

дискретный электрический сигнал при выходе параметра за пределы

нормы. Кроме того, эти же приборы используются при наладке и

ревизиях.

Основная часть параметров ГПА измеряется дистанционно с

помощью преобразования текущего значения параметра в аналоговый

электрический сигнал, который передается на измерительный прибор,

установленный на главном щите управления (ГЩУ). Из числа

дистанционно измеряемых выделяется шесть наиболее важных

подключаются к блокам нормализации сигналов. Далее

нормализованные сигналы поступают на компараторы, где происходит

сравнение с уставками и, если они превышают допустимое значение по

предупреждению или аварии, то система действует в соответствии с

заложенными в нее алгоритмами.

Для измерения оборотов ТВД, ТНД и нагнетателя используется

комплекс тахометрических преобразователей с сигнализаторами

“Турбина”. Он выдает аналоговые сигналы постоянного тока 0 - 5 мА,

пропорциональные вращения валов.

Защита по температуре газов за ТНД осуществляется с помощью

преобразователя термоэлектрического ТХА-208М. Измерение

происходит по вызову оператора.

Измерение температуры газа на входе нагнетателя, выходе

нагнетателя и воздуха на входе в ОК осуществляется с помощью

термопреобразователей сопротивления ТСП-5071.

2.3 Описание принципиальной схемы и конструкции ФЭП

Фотоэлектрический преобразователь предназначен для

преобразования пульсаций инфракрасного излучения пламени в

электрические импульсы.

Схема электрическая принципиальная ФЭП приведена на

рисунке 2.2.

Фотоэлемент BL1 преобразует пульсации светового потока

пламени в электрические пульсации, он включен в базовую цепь

транзистора VT1, являющегося усилителем. Резистор R9 служит для

ограничения тока базы транзистора VT1 и не позволяет ему

насыщаться.

Емкости С2 и С4 служат для фильтрации питающего напряжения.

С коллектора VT1 через разделительную емкость С1 пульсации

На КЦ-3 используются датчики с тензопреобразователем в качест-

ве чувствительного элемента типа Сапфир-22, Метран-43 (ДИ или ДД).

Конструктивно датчик давления состоит из датчика-тезопреобразовате-

ля и электронного блока. Работает он следующим образом: давление

рабочей среды воздействует на мембрану и посредством штока вызыва-

ет деформацию чувствительного элемента, прочно скрепленного с мем-

браной тензопреобразователя. Чувствительный элемент представляет

собой кристалл сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами.

Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация

измерительной мембраны приводит к пропорциональному изменению

сопротивления тензорезисторов и разбалансу мостовой схемы.

Электрический сигнал с выхода мостовой схемы поступает в

дифференциальный усилитель электронного блока. Некоторые

модели датчиков имеют также регулятор коэффициента усиления,

который обеспечивает перенастройку диапазонов измерения.

Усиленный сигнал преобразуется в унифицированный токовый (0-5, 0-

20, 4-20, 20-4, 20-0, 5-0 мА). Устройство термокоррекции компенсирует

влияние температурных воздействий на тензомост.

Датчик перепада давления имеет тот же принцип работы, что и

датчик давления, но имеет две рабочих камеры и рабочая среда воздей-

ствует на мембрану с двух сторон и разбаланс схемы происходит из-за

разности давлений в камерах.

Пример одного из типов различных датчиков, приведен на рис. 2.3.

В качестве сигнализаторов давления применяются также

электро-контактные манометры (ЭКМ) - манометры, имеющие в своей

конструкции две контактные группы для уставок, одна из которых

замыкается при понижении давления ниже заданного, а другая

замыкается при превышении заданного давления.

малоинерционный модуль, а исполнение может быть с одним или

двумя чувствительными элементами, инерционность которых

составляет от 10 до 15 с, температурный диапазон измерения

преобразователей с медным чувствительным элементом от-50 до

150С, с платиновым чувствительным элементом обычно от -80 до

250 °С.

Преобразователи термоэлектрические (рис. 2.5) имеют в

качестве чувствительного элемента два электрода, концы которых

спаяны между собой, и под воздействием температуры между

электродами возникает термоЭДС прямо пропорциональная

изменению температуры. Наиболее применяемыми термопарами па

турбоагрегатах являются термопары с электродами хромель-алюмель с

диапазоном измерения 0-900° С, реже используются хромель-

капелевые темопары с диапазоном измерения 0-500С.

Чувствительный элемент преобразователей выполнен па базе тер-

мопарного кабеля с минеральной изоляцией типа КТМС диаметром 1,5;

4 или 6 мм, что снижает инерционность до 5 с. Термопары

выпускаются как с одиночным, так и с дублированными

чувствительными элементами, с изолированным или неизолированным

от корпуса преобразователей горячим спаем.

Для контроля частоты вращения валов агрегата ГПУ-16

используются индукционные датчики частоты вращения. Указанные

датчики обеспечивают дистанционное, бесконтактное преобразование

частоты вращения вала в последовательность токовых импульсов.

При этом вал оборудуется какими-либо «метками», которые и

являются источниками импульсов, генерируемых датчиком. Чаще всего

в качестве «меток» применяются зубья из ферромагнитного материала,

реже - магниты и углубления на валу. Чем больше зубьев на валу - тем

больше точность измерения и тем меньше частота вращения вала.

Расстояние от датчика до вала не превышает 5 мм, высота зубьев не

меньше 4 мм, а толщина не менее 5 мм.

Рис.2.5. - Принципиальные схемы термоэлектрических

преобразователей

Параметры схемы подобраны так, что при отсутствии среды на

контролируемом уровне на колебательном контуре первичного

преобразователя выделяется напряжение, меньшее амплитуды

генерируемых колебаний. Повышение уровня контролируемой среды

вызывает увеличение амплитуды колебаний на контуре из-за увели-

чения емкости чувствительного элемента. Снимаемое с контура

напряжение высокой частоты преобразуется в постоянное, управляю-

1 - защитная арматура 2 - штуцер 3 - головка А - зона размещения чувствительного элемента

1 - чувствительный элемент (кабель КТМС, d=1,5мм) 2 - защитная арматура 3 - штуцер 4 - защитная пружина 5 - кабель вывод

-напряжение постоянного тока (12+1.2), (12-1.8) В.

Относительная влажность воздуха, окружающего прибор не

должна превышать 98% при 308 К.

Длина линии связи между ФЭП и ПП, не более, 300 м.

Масса ПП, не более, 2.0 кг.

Масса ФЭП, не более, 3.0 кг.

Избыточное давление охлаждающей воды или охлаждающего

воздуха, не более, 0.8 МПа.

Расход охлаждающей воды, не более, 8*10-6 м3/с.

2.4.1.2 Устройство и работа прибора

Принцип действия прибора основан на преобразовании пульсаций

инфракрасного излучения пламени в электрические импульсы, оценки

количества импульса за определенный период времени и сигнализации

об отсутствии пламени по результатам оценки.

На рисунке 2.6 представлена структурная схема прибора.

На приведенной схеме А – это фотоэлектрический

преобразователь, а В – преобразователь передающий.

Режим работы прибора непрерывный, согласно структурной

схеме, ФЭП и ПП обеспечиваются питанием от источника питания 1.

Фотоэлемент 2 преобразует пульсации пламени в электрические

импульсы. Импульсы, через разделительную емкость 3, поступают на

вход усилителя-формирователя 4. С выхода усилителя-формирователя

4, по линии связи, импульсы поступают на вход формирователя

импульсов 5. С выходов формирователя импульсов 5 импульсы

поступают на сбрасывающий вход счетчика 6 и на счетный вход

счетчика 7. На счетный вход счетчика 6 поступают импульсы с

генератора 8. На сбрасывающий вход счетчика 7 поступают импульсы с

генератора 9.

регулирования и управления технологическими процессами

взрывоопасных производств и обеспечивает непрерывное

преобразование значения измеряемого параметра - избыточного

давления, абсолютного, гидростатического, разряжения, разности

давлений в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной

передачи.

Преобразователь избыточного давления Сапфир-22ДИ-Ех модели

2161 имеет верхний предел измерения 16 МПа и предел допускаемой

основной погрешности - ±0.5%. Внешний вид прибора представлен на

рисунке 2.7.

1

2

3

4

5

6

Рисунок 2.7 - Схема преобразователя Сапфир-22ДИ-Ех модели 2161

– термопреобразователями сопротивления типов ТСП и ТСМ со ста-

тическими характеристиками 10П, 50П, 100П, 10М, 50М, 100М для

измерения температур в диапазоне от -200 до 1000 °С;

– преобразователями с выходными сигналами, изменяющихся в преде-

лах 0-100 мВ; 0-5 мА; 4-20 мА; 0-20 мА.

Регистрирующий прибор Диск-250 применяется как самостоятельно,

так и в составе САУ. В основу работы прибора заложен принцип элек-

тромеханического следящего уравновешивания (рис. 2.8). Усиленный и

нормализованный по нижнему и верхнему пределам измерений

входной сигнал поступает в усилитель небаланса, где он сравнивается

с сигналом с реохорда. Усиленный сигнал небаланса подается на

двигатель, который перемещает движок реохорда и связанную с ним

каретку с пишущим (печатающим) узлом прибора в положение, при

котором сигнал с реохорда становится равным входному сигналу.

Многоканальные приборы циклически поочередно подключают каналы

измерения к измерительному усилителю. Длительность цикла опроса и

скорость движения диаграммной бумаги устанавливаются оператором.

В одно-, двух- и трехканальных приборах может находиться

соответствующее количество следящих систем, и контроль

параметров осуществляется непрерывно. Регистрирующие приборы

выпускаются с круговой диаграммной бумагой, вертикально и

горизонтально расположенной бумагой. При горизонтальном

расположении диаграммной бумаги применяется как рулонная, так и

складывающаяся бумага.

Контролирующие приборы имеют схему контроля целостности

цепи измерения (исправности датчика), которая предотвращает

формирование ложного аварийного сигнала при неисправности в цепи

измерения, цифровую индикацию контролируемого параметра,

световую индикацию предупредительной и аварийной уставок, неисп-

равности цепи измерения.

корпусе двигателя (КНД) промежуточной опоры, и виброконтроль ротора

нагнетателя с помощью вихретоковых датчиков относительной

вибрации, которые контролируют вибросмещение ротора.

Виброскорость корпуса двигателя и промопоры измеряется

аппаратурой виброконтроля с помощью пьезоэлектрических

преобразователей (датчиков) ВДТ-133.

Принцип действия пьезоэлектрического датчика (рис. 2.9), рабо-

тающего в составе апаратуры виброконтроля ВСВ-333 (рис. 2.10),

основан на преобразовании пьезоэлектрическим вибропреобразовате-

лем вибрации в электрический сигнал и дальнейшей его обработке.

Чувствительный элемент вибропреобразователя обычно состоит из двух

кольцевых пъезопластин, электрически соединенных параллельно.

Принцип действия вибропреобразователя основан на

использовании явления пьезоэффекта. Под воздействием вибрации

пьезопластина деформируется и на обкладках каждой

Рис. 2.9. - Вид пъезоэлектрического вибропреобразователя:

1 - крышка; 2 - чувствительный элемент; 3 -

основание; 4 - защитный металлорукав

пьезопластины появляется знакопеременный заряд, пропорцио-

нальный в рабочей полосе частот ускорению. Напряжения, создавае-

мые этими зарядами, поступают на дифференциальный вход

согласующего усилителя КР (рис. 2.9). Согласующий усилитель

Рис. 2.11. - Общий вид вихретокового преобразователя ВВТ-133:

1 - чувствительный элемент; 2 - корпус; 3 -

кабаль в изоляционной трубке; 4 - разъем

3 Безопасность и экологичность проекта

Компрессорная станция относится к категории опасных

производств, так как работы связаны с перекачкой взрывоопасного и

пожароопасного вещества ― природного газа. Эксплуатация

компрессорного цеха связана не только с опасностью возникновения

пожара или взрыва, но и с загрязнением окружающей среды через

выхлопные выбросы привода нагнетателей― газотурбинного агрегата.

Кроме того, на обслуживающий персонал компрессорного цеха

постоянно воздействуют такие вредные факторы, как шум, вибрация,

недостаточная освещенность, а также риск отравления вредными

веществами. Поэтому очень важно, чтобы все работы на территории КЦ

проводились в соответствии с требованиями по охране труда и

промышленной безопасности, а вредные факторы соответствовали

санитарным нормам и по возможности снижались путем проведения

соответствующих мероприятий и модернизаций оборудования.

3.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

Как уже было ранее отмечено, в процессе эксплуатации, ремонта и

технического обслуживания оборудования, производственные опасности

и вредности могут быть обусловлены:

1) присутствием в производственной среде вредных веществ

природного газа и газового конденсата. Состав газа перекачиваемого КС

в процентах (объемных долях) показан в таблице 3.1.

Плотность газа - 0.675 кг/м3.

Температура самовоспламенения - 650 0С.

Природный газ по технологическому воздействию относится к

веществам четвертого класса опасности по ГОСТ 12.1.007-82 «Вредные

газоперекачивающем агрегате ГТК-10-4, кранах) находящихся под

давлением от 5.3 до 7.6 МПа;

Таблица 3.2 – Классификация производств по взрывной,

взрывопожарной и пожарной опасностям

Наименование

производственных

помещений и

наружных уста-

новок

Наименова-

ние продук-

тов

Категория про-

изводства по

взрывной и

взрывопожарной

опасностям

НПБ-105-95

Класс взрыво-

опасных и

пожаро-опасных

зон по ПУЭ

1.Площадка комп-

рессорного цеха

Природный

газ

А В-1г

2. Установка ох-

лаждения газа

Природный

газ

А В-1г

3. Площадка филь-

тров-сепараторов

Природный

газ

А В-1г

4. Установка подго-

товки топливного,

пускового и

импульсного газа

Природный

газ,

конденсат

А В-1а

помещение

наружная часть

Природный

газ

А В-1г

5. Маслохозяйство Масло В В-1

6. Склад ГСМ масло,

бензин

А В-1г

7. Компрессорная

сжатого воздуха

Воздух Д

производительность труда, снижает вероятность производственного

травматизма.

Проведенные исследования показывают, что совершенствование

освещения приводит к росту производительности труда до 10 % и более.

В дневное время КЦ освещается естественным светом солнечного

диска. По конструктивной особенности естественное освещение

боковое, окна.

Для компенсации недостатка естественного освещения

устраивается искусственное освещение. Освещение в КЦ общее,

равномерное, распределяющееся по всему помещению. Так же на КС

предусмотрено аварийное освещение 10 % то рабочего, для

обеспечения минимальной освещенности в рабочих помещениях.

Специальное освещение представлено охранным освещением,

устроенным у складов и оборудования.

Освещенность рабочих мест должна соответствовать зрительным

условиям труда.

7) воздействием шума и вибрации.

Шум - это общебиологическим раздражитель, воздействующий на

все системы человеческого организма и главным образом через орган

слуха на центральную нервную систему.

Помимо местного воздействия на орган слуха шум оказывает и

общее действие на организм человека. Длительно воздействуя на кору

головного мозга, шум может стать причиной перенапряжения

центральной нервной системы, что ведёт к расстройству функций

внутренних органов и появлению ряда хронических заболеваний

(гипертонии, гастрита, язвенной болезни и т.п.). Также следствием

повышенного звукового давления на слуховые органы человека

является шумовая болезнь. При постоянном нахождении в зоне

повышенного шума (больше 80 дБ) у человека начинает развиваться

3.2 Технико-организационные меры безопасности и охраны труда

3.2.1 Меры борьбы с загазованностью

3.2.1.1 Герметизация оборудования

Во время эксплуатации агрегатов и технологических

трубопроводов установлен надзор за их герметичностью, во избежании

образования взрывоопасных смесей газа с воздухом.

Различие в категорийности помещений нагнетателей и машзала

газовых турбин определяет решение КЦ в два пролета с

разделительной непроницаемой стенкой между залом турбин и

нагнетателей. В месте прохода через разделительную стенку

промежуточного вала привода нагнетателя устанавливается

герметичная разборная мембрана, защищающая от проникновения газа

из помещения нагнетателей в машзал газовых турбин.

Для предотвращения проникновения газа по валу из нагнетателя в

машзал используется система регулирования уплотнения нагнетателя.

У нагнетателя имеется два уплотнения: лабиринтовое со стороны

газовой полости и торцевое графитовое со стороны подшипника. Это

обеспечивается тем, что в камеру между торцевым уплотнением и

опорным подшипником подводится масло с давлением на 1.3... 3 кгс /

см2 больше, чем давление газа в камере после лабиринтового

уплотнения (в уплотнительной камере).

3.2.1.2 Система обнаружения присутствия газа

Система проверки присутствия взрывчатых газов в воздухе,

состоит из централизованного узла наблюдения (находящегося в

диспетчерской), которая направляет сигнал на тревожный индикатор, и

из местных щупов, содержащих чувствительный элемент.

ными молниеотводами.

Молниеотвод состоит из трех частей: молниеприемника,

токоотвода и заземления. Для устройства молниеотвода использовано

оцинкованное железо. Основное преимущество железа: высокая

температура плавления и относительно низкая стоимость.

Защита организуется в зависимости от продолжительности

грозовой деятельности, определяется по картам РД - 34.21.122-87 в

соответствии с "Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и соо-

ружений". КС относится к 2-й категории по устройству молниезащиты.

3.2.1.4 Отопление и вентиляция

Вентиляция создает нормальные санитарно-гигиенические условия

труда в производственных помещениях, в воздух которых попадают

взрывоопасные и токсичные газы, пары, пыль, избытки влаги и тепла. В

соответствии со СНиП 2.04.05-86 " Отопление, вентиляция и

кондиционирование воздуха" установлена искусственная и естественная

вентиляция.

Оборудование вытяжной вентиляции взрывоопасных помещений

предусмотрено во взрывобезопасном исполнении.

Пуск системы периодического действия - автоматический от

газоанализаторов. Приемные отверстия для удаления воздуха

периодической вентиляции размещаются в зоне наибольшего скопления

взрывоопасных паров и газов.

Воздуховоды системы вытяжной вентиляции выполняются из

несгораемых материалов.

Вентиляционное оборудование и воздуховоды, предназначенные

для помещений категории производства А, заземляются путем

соединения на всем протяжении систем в непрерывную электрическую

цепь или присоединением каждой системы не менее, чем в двух местах

3.2.2 Мероприятия по охране труда

Условия труда обслуживающего персонала станции соответствуют

санитарным нормам, и планирование рабочего места соответствует

требованиям удобства выполнения работы и экономии энергии и

времени.

Для защиты работающих от производственных воздействий служат

средства индивидуальной защиты, к которым относятся спецодежда,

спецобувь, средства защиты органов человека от вредных

производственных факторов и предохранительные приспособления. Вид

средств индивидуальной защиты диктуется спецификой выполняемой

работы и метеорологическими условиями.

Защитные средства (очки, каски, противогазы, респираторы и

др.) и предохранительные приспособления выдаются работникам в

зависимости от характера и условий выполняемых работ.

Например, для машиниста технологических компрессоров должна

быть выдана следующая спецодежда: костюм хлопчатобумажный,

сапоги кирзовые, перчатки - в летнее время; полушубок, меховая шапка,

валенки, костюм зимний, рукавицы - в зимнее время. Спецодежда

должна быть хорошо подогнанной по росту и не стесняющей движений.

Срок годности для каждого вида спецодежды - индивидуален. Из

защитных средств машинисту технологических компрессоров положена

также: каска, наушники.

В соответствии с ГОСТ 12.0.004-90 для поступающих на работу

после медицинского освидетельствования предусмотрен вводный

инструктаж, инструктаж на рабочем месте, общие положения по

безопасности труда: характеристику производства и условий труда,

нормы поведения на производстве, условия применения средств

индивидуальной защиты, общие меры электро-, взрыво- и

пожаробезопасности, приемы первой помощи, правила обращения с

вибродемпфирования. Обычная листовая резина - малосжимаемый

материал, поэтому для снижения вибрации на КС применяют пористую и

перфорированную резину. Снижение шума, вызываемого колебаниями

металлических поверхностей, добиваются с помощью

звукопоглощающих и вибродемпфирующих облицовок, материалами с

большим внутренним трением. Для снижения шума ГПА применяются,

как проходные глушители, которые, не препятствуя движению воздуха,

существенно снижают уровень звука, так и звуколокализующие и шумо

вибропоглощающих материалов подавляющие устройства в виде

защитных кожухов и покрытий из звуков. Утечки газа или воздуха через

не плотности фланцевых соединений создают высокочастотный шум.

Вибрация элементов корпусных деталей вызывает, как правило,

низкочастотный шум.

Высокочастотный структурный шум легче поддается устранению

при выполнении виброизоляции с помощью разного рода прокладок или

амортизаторов.

Борьбу с низкочастотным шумом нужно вести в источнике - за счет

устранения вибрации роторов-опор.

Уровень шума со стороны выхлопа ГТК на 14...20 дБ меньше, чем

со стороны всасывания, имеет более плотное распределение спектра

частот, в нем отсутствует сиренный шум. Шум выходного тракта заметно

увеличивается при возрастании расхода газа, то есть единичной

мощности.

Значения уровней звуковой мощности ГПА Lр (по паспортным

данным) приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Значение уровней звуковой мощности агрегата ГТК-10-4

Показатель Среднегеометрические частоты, Гц

63 125 250 500 1000 2000 4000 8000

Lр, Дб 122 122 114 116 115 113 110 105

электрооборудования и приборов контроля, кабелей произведен в

зависимости от категории производства.

Взрыво- и пожароопасные пары и газы удаляются из помещений

системой вытяжной вентиляции.

Для обеспечения бесперебойной работы вентиляционных систем

установлены резервные агрегаты.

Все здания и сооружения размещены с учетом противопожарных

разрывов, определенных НПБ 01-93.

Все здания и сооружения приняты не ниже второй степени

огнестойкости.

Все производственные помещения с категориями производства А,

В по взрывопожарной опасности отделены от помещений

с производствами невзрывоопасных категорий, брандмауэрными

стенами (газонепроницаемыми).

К зданиям и сооружениям по всей длине обеспечен подъезд

пожарных автомобилей.

Количество эвакуационных выходов из зданий – не менее двух.

Наружные ограждения конструкций зданий с производственными

категориями А, В предусмотрены легкоразборными.

Для наружного пожаротушения предусмотрен кольцевой водовод с

установкой пожарных гидрантов через 150 м. Кольцевой водовод

подключен к противопожарной насосной, обеспечивающей необходимый

расход (16.8 л/с) и напор.

Для внутреннего пожаротушения в помещениях категорий

производства А, В предусмотрены пожарные краны. На главном щите

ЩКК-1 в операторной и у каждого пожарного крана имеются кнопки

включения и выключения пожарных насосов.

Вся запорная и предохранительная арматура принята по первому

классу герметичности затворов.

При угрозе возникновения аварии с выбросом сильнодействующих

ядовитых веществ проводятся следующие мероприятия:

- организуется наблюдение за обстановкой и ее контроль на

территории объекта силами звена разведки;

- готовятся к выдаче индивидуальных средств защиты;

- проводится герметизация помещений, зданий для укрытия в них

сотрудников;

- готовится медпункт для оказания помощи рабочим и служащим

объекта;

- направляется оперативная группа комиссии по ЧС в угрожаемый

объект для оценки обстановки на месте и принятия решения по

сложившейся обстановке;

- комиссия по ЧС организует и контролирует проведение мероприятий

по предотвращению и уменьшению последствий возможной аварии.

При угрозе возникновения стихийных бедствий (резкое изменение

температуры воздуха, сильный ветер, ливневые дожди, ураган, смерч,

обильный снегопад и т.д.):

- организовать наблюдение за состоянием окружающей среды силами

охраны объекта;

- усилить аварийно-технические формирования;

- привести в готовность резервные источники тепло-, водо-,

энергоснабжения.

Производится своевременное техническое обслуживание, текущий

и плановый ремонты ГПА и других установок и оборудования КЦ в

соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, ПТЭ МГ, ПТЭ КЦ,

нормативной документацией по регламентам технического

обслуживания и ремонта. В частности ежегодно в летнее время КЦ

останавливается для профилактических и ремонтных работ, для

подготовки оборудования к осенне-зимнему периоду, для

освидетельствования сосудов высокого давления.

Регулярно проводятся обучение, тестирование и тренировки

персонала всех служб КС по специальной программе обучения

действиям по локализации и ликвидации аварий, а также способам

защиты от поражающих факторов в чрезвычайных ситуациях.

Однако если чрезвычайная ситуация все же произошла, то на этот

случай в цехе имеется специально разработанный план ликвидации

аварий.

На основании Федерального Закона РФ “О промышленной

безопасности опасных производственных объектов” для настоящего

объекта разработан “План ликвидации аварий”, определяющий

возможные характер и масштабы ЧС на станции и организационно-

технические мероприятия по их предупреждениям, локализации и

ликвидации.

3.3.1 План ликвидации аварийной ситуации.

План ликвидации аварий на КС разрабатывается начальником

цеха и утверждается главным инженером ЛПУ МГ. План ликвидации

аварий включает в себя следующие основные пункты:

перечень тем противоаварийных тренировок:

-пожар на работающем агрегате в машинном зале;

-пожар в галерее нагнетателей;

-утечка газа на АВО газа, в БПТПГ, пылеуловителях, сепараторах с

возгоранием;

-разрыв магистрального газопровода;

оперативная часть:

-виды аварий и места их возникновений;

-мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии;

-лица, ответственные за выполнение мероприятий;

-действия пожарной части;

На площадке КС имеются следующие постоянные загрязнения

атмосферного воздуха вредными веществами (метан, пентан, оксид

углерода, диоксид азота, углеводородный конденсат):

1) дымовые трубы компрессорного цеха;

2) подогреватели установки подготовки топливного, пускового и

импульсного газа;

3) «дыхание» резервуаров склада ГСМ;

4) вентиляционные выбросы.

В таблице 3.5 представлен перечень загрязняющих веществ,

поступающих в атмосферу от действующего оборудования.

Таблица 3.5 – Перечень загрязняющих веществ, поступающих

в атмосферу

Наименование загрязняющего

вещества

ПДК населенных

пунктов,

мг/м3

Класс

опасности

вещества

Источник

информации

Компоненты природного газа:

1) бутан

2) пентан

3) гексан

4) метан

5) оксид углерода

6) двуокись азота

7) углеводородный конденсат

200.000

100.000

60.000

50.000

5.000

0.085

5.000

4.00

4.00

4.00

4.00

4.00

2.00

4.00

Список ПДК

3088-84 от

27.08.84 г.

ОБУВ до-

полнение

1 к списку

4414-87 от

28.05.87 г.

Количество загрязняющих веществ, разрешенных к выбросу в

атмосферу с промышленной площадки КС приведены в таблице 3.6.

1425-13 СПКБ ПНГСМ. Для очистки стоки направляются в

канализационные очистные сооружения города Югорска.

Количество канализационных стоков на площадке КС составляет:

хозяйственно-бытовые стоки – 6.65 м3/сут.;

производственные (постоянные) – 73.7 м3/сут.;

производственные (периодические) – 193.7 м3/сут.

3.5 Расчет валового выброса загрязняющих веществ в атмосферу для

одного агрегата ГТК-10-4

В данном дипломе рассматривается модернизация камеры

сгорания ГТК-10-4 путем замены штатных горелочных устройств на

горелочные устройства типа ПСТ-90/10-20. Модернизация камеры

сгорания позволяет осуществить экономию природного газа, повысить

надежность агрегата и улучшить экологическую обстановку

ввиду устойчивого горения и низких уровней эмиссии вредных веществ.

Ниже прилагается расчет количества выбросов вредных веществ до

модернизации и после нее.

Количество выбросов в атмосферу определяется по формуле

[РД-51-162-92] 6

.. 106.3 iспi CTQW т/год

где Qп.с. - расход продуктов сгорания, н·м3/с;

Т - наработка 1 агрегата за 1997 год, ч;

Сi - концентрация i - го вещества мг/нм3.

Штатные горелки

Азота оксиды

644.301106.335036005.66 6 NOxW т/год

в том числе

480.271106.30.31536005.66 6 NOW т/год

164.30106.33536005.66 62

NOW т/год

Продолжение таблицы 3.7

1 2 3 4 5

10.Валовый выброс NO2 WNO2 тонн 30.164 3.361

11.Валовый выброс СO WСO тонн 34.474 79.72

Как видно из таблицы 3.7, в результате модернизации значительно

снизились валовые выбросы NOх, что улучшило экологическую

обстановку в районе расположения компрессорной станции. Кроме того

снизились затраты на транспортировку природного газа за счет более

полного сгорания топливного газа и снижения штрафных выплат.

Таблица 4.1 - Отчет о затратах на транспорт газа по КЛПУ МГ за 2001 г.

Наименование

Статьи

Сумма затрат на транспорт газа, в т.ч.

Затраты по

плановой

смете

Фактические

затраты

Экономия (-)

Перерасход (+)

Структура

в % к

итогу

1. Материалы 8 486 385.96 8 577 696.56 +91 310.60 7.88

2. Э/энергия 7 211 000.00 5 133 632.85 -2 077 367.15 4.72

3. Заработная плата 19 656 000.00 18 537 000.00 -1 119 000.00 17.04

4. Отчисления 7 627 000.00 7 150 424.19 -476 575.81 6.57

5. Ремонтный фонд 32 462 662.35 32 462 662.35 --- 29.84

6. Прочие 35 500 000.00 36 916 000.00 +1 416 000.00 33.94

7. Итого затрат на

транспорт газа 110 943 048.3 108 777 416.0 -2 165 632.36 100

Таблица 4.2 - Отчет о затратах на транспорт газа по КЛПУ МГ за 2000 г.

Наименование

статьи

Сумма затрат на транспорт газа, в т.ч.

Затраты по

плановой

смете

фактические

затраты

Экономия (-)

Перерасход (+)

Структура

в % к

итогу

1.Материалы 4 500 000 3 851 182 -648 818 4.69

2.Э/энергия 4 300 000 4 225 182 -74 818 5.15

3.Заработная плата 12 003 000 10 785 857 -1 217 143 13.15

4.Отчисления 4 621 153 4 143 551 -477 602 5.05

5.Ремонтный фонд 28 070 000 28 235 663 +165 663 34.43

6.Прочие 28 470 000 30 763 114 +2 293 114 37.51

7.Итого затрат на

транспорт газа 81 964 153 82 004 549 +40 396 100

Показатель структуры – это относительная доля (удельный вес)

части, в общем, выражается в процентах и определяется по формуле:

Пстр=(Пч /По)*100%

Ремонтный фонд и заработная плата являются элементами,

составляющие наибольший удельный вес.

Отклонения затрат от плановой сметы за 2001 год вызваны

следующими причинами:

а) экономия по электрической энергии получена из-за не предъявления

счета поставщиками за 4 квартал;

б) перерасход материалов вызван тем, что были израсходованы

материалы на ремонтные работы, не включенные в план капитального

ремонта;

в) экономия по заработной плате вызвана:

-лишением премии согласно приказов (за нарушения трудовой

дисциплины);

-привлечение минимального количества временного персонала на

период летних работ;

г) перерасход прочих затрат вызван тем, что в связи с предъявлением

УМПО стоимости на материалы и оборудование, списанные

количественно с начала года, произведена корректировка цен.

Анализируя данные о затратах на транспортировку газа за 2000 и

2001 годы, можно отметить повышение расходов по всем статьям. Это

вызвано, прежде всего, инфляционными процессами в стране и

связанным с этим повышением цен на комплектующие и расходные

материалы, а также повышение заработной платы обслуживающего

персонала.

Одним из методов снижения фактических затрат является модер-

низация оборудования, в частности камер сгорания.

где F- постоянные затраты.

Спер - переменные затраты.

Qр- расчетный объем транспортировки.

Кзн,Кзс – соответственно новый и старый коэффициенты загрузки

мощностей.

Коэффициент загрузки определяется по следующей формуле:

Кз=(Qф/Qпр)*100%

Для КЛПУ МГ за 2001г.: Кз=(77483,6/102164,9)*100%= 75,8%

Расчетный объем транспортировки определяется по формуле:

Qр= Q*(Кзн/Кзс)=77483,6*(85/75,8)=86887,6 т.м

Отсюда:

Срн=((97887228,87+10890187,085*(85/75,8))/86887,6)=1267руб/100м

Сравним со старой величиной удельной себестоимости:

Cрс=108777416/77483,6=1403,88 руб/100м

Вследствие изменения Кз от 75,8% до 85% величина удельной

себестоимости снижается с 1403,88 руб/100м до 1267 руб/100м.

4.4 Расчет экономического эффекта от совершенствования камер

сгорания ГТК-10-4 на компрессорной станции №20 предприятия

“Тюментрансгаз”

4.4.1 Общие сведения

В настоящее время штатные горелочные устройства агрегата

ГТК-10-4 из-за несовершенства рабочего процесса в классических

камерах сгорания не соответствуют требованиям существующего ГОСТа

Таблица 4.4 – Сравнительные характеристики горелочных устройств

за один год

Наименование показателей

Обо-

зна-

чение

Размер-

ность

Значение

штатные

горелки

ПСТ-90/10-

20

1. Расход продуктов сгорания QП.С. нм3/с 66.5 66.5

2. Содержание кислорода СО2 % 18.3 18.3

3. Концентрация NOх

фактическая СNOx мг/нм3 350 39.0

4. Концентрация NO2

фактическая СNO2 мг/нм3 35.0 0.39

5. Концентрация NO

фактическая СNO мг/нм3 315.0 38.61

6. Концентрация СO

фактическая СCO мг/нм3 40 92.5

7. Валовый выброс NOХ WNOx тонн 301.644 33.612

8. Валовый выброс NO WNO тонн 271.480 30.251

9. Валовый выброс NO2 WNO2 тонн 30.164 3.361

10. Валовый выброс СO WСO тонн 34.474 79.72

4.4.3 Расчет платы за выбросы одного горелочного устройства

Плата за выбросы определяется следующим образом.

Штатные горелки

Азота диоксид

62222 NONONO ЦWP руб.

где WNO2 ― валовый выброс NO2 с 1-го агрегата, т/год;

ЦNO2 ― ставка платы за выброс 1 тонны NO2, руб.;

62 ― коэффициент за 2000 год.

44.1666362990.0480.2712 NOP руб.

4.4.4 Оценка экономической эффективности инвестиций в

модернизацию камеры сгорания агрегата ГТК-10-4

Одним из основных эффектов от подобной модернизации является

существенное улучшение обстановки в районе расположения

рассматриваемой компрессорной станции. Поэтому данное мероприятие

необходимо даже в случае, если оно экономически неэффективно.

Расчет экономической эффективности инвестиций в модернизацию

камеры сгорания путем установки более совершенных горелочных

устройств типа ПСТ-90/10-20 приведенный ниже показывает, что

средства, вложенные в данный проект быстро окупаются.

Необходимо произвести экономическую оценку эффективности

инвестиционного проекта для предприятия трубопроводного транспорта

с помощью следующих критериев:

чистый дисконтируемый доход (ЧДД);

индекс доходности;

Период возврата инвестиций (срок окупаемости Ток).

Калькуляция капитальных затрат на модернизацию камер сгорания

приведена в таблице 4.6.

Таблица 4.6- Калькуляция затрат на модернизацию камер сгорания

агрегатов ГТК-10-4

Наименование статьи

расходов

Затраты на модернизацию камеры сгорания,

изготовление и установку горелочных устройств

ПСТ-90/10-20 на одном агрегате ГТК-10-4 КС

«Москово», цех N01, тыс. руб.

1 2

1.Специальное оборудование 7.432

2.Материалы 26.636

3.Услуги сторонних орга-

низаций

4.100

чистого дисконтного дохода произведем по формуле:

,

1

11

/

KEE

ЗРЧДД

T

tt

где Е — норма (ставка) дисконта;

Т — период службы проекта;

К — дисконтированные капитальные вложения.

.73,4791770000

10,01

11

10,0

86.1600614

рубЧДД

Индекс доходности определяется по формуле:

65,1

10,01

11

10,0

86.16006

70000

1

1

11

1

14

/

Ttt

EE

ЗР

КИД

Период возврата инвестиций (срок окупаемости Ток) определим

графоаналитически по формуле:

nn

nnnnок ЭЭ

ЭtttxtТ

1

1 )(,

предварительно рассчитав нарастающий чистый дисконтированный

доход в таблице 4.7.

Вывод: В результате проведенного расчета экономической

эффективности инвестиций в модернизацию камеры сгорания путем

установки более усовершенствованных устройств типа ПСТ-90/10-20

видно, что средства, вложенные в данный проект быстро окупаются.

Также улучшается экологическая обстановка в районе компрессорной

станции.

Анализ затрат на транспорт газа по КЛПУ за 2000-2001 гг. показал,

что затраты на транспорт газа снизились. В 2000г. был перерасход

средств, а в 2001г. – экономия.

13. Тельнов К.А., Файнштейн А.А., Шабашов С.З. и др. Автоматизация

газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. – Л.: Недра, 1983. –

280 с.

14. Дубровский В.В. Справочник по автоматизации производственных

процессов в газовой промышленности. – Киев: Техника, 1980. – 168 с.

15. Могильницкий И.П. Машинист газотурбинного агрегата. – М.: Недра, 1973.

– 288 с.

16. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев

Е.И.Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1988. – 368 с.

17. Трубопроводный транспорт газа/ Бобровский С.А., Щербаков С.Г.,

Яковлев Е.И. и др. – М.: Недра, 1976.