Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Техника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ? Влияние общества на человека Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления	Главная Избранные Случайная статья Познавательные Новые добавления Обратная связь FAQ Козаченко А. Н. Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. Учебное пособие ганг им. И. М. Губкина М. : нефть и газ, 1999. Стр 1 из 12Следующая ⇒ Литература. Козаченко А.Н. Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. Учебное пособие ГАНГ им. И.М. Губкина М.: Нефть и газ, 1999. А.Г. Сафиуллин, М.Б. Хадиев, А.В. Палладий, Ф.Ф. Субханкулов Компрессорные станции. Учебник. КГТУ Казань. 2010. 3.Кантюков В.А., Максимов В.А., Хадиев МБ. Компрессорные и газораспределительные станции. – Казань: Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина, 2005. – 412с. Модуль 3. Газовые КС→КС газовых и газоконденсатных месторождений. Углеводородное сырьё: С n Hn +2 → С H 4… С4 H 10 при н.у. – газ; С5+ при н.у. – жидкость (нефть). С5 H 12 и С6 H 14 – белая нефть (бензиновая фракция нефти) Газовые месторождения Содержание компонентов (% мол.)    СН4          С2Н6       С3Н8                     С4Н10            SH4                    N2                     СО2 В природных газах Различных месторождений Месторождение Медвежье (сеноманская залежь)       98,78        0,10      0,02                             1,00               0,10 Уренгойское (сеноманская залежь)   98,78      0,10      0,03         0,02        0,01          1,70           0,30 Уренгойское (валанжин):                    88,28      5,29      2,42         1,00        2,52          0,48           0,01 -БУ-8                                                       82,27       6,56      3,24         1,49        5,62          0,32           0.50 -БУ-14                                                     89,67       4,39      1,64         0,74        2,36          0,26            0,94 Ямбургское (БУ-8)                                74,80       8,70      3,90         1,80        6,4            4,30           0,10 Вуктыльское                                         83,96       4,05      1,78         0,86        1,76          5,66           0,60 Оренбургское                                        56,11        1,75      0,89         0,66        3,86          0,63           14,86 Астраханское                                      72,99        6,22           2,59         1,50        7,55          0,57            5,35 Карачаганакское:                                70,06        6,08      2,72         1,98        9,68          0,81            5,65 Инт. перф. 4050-4150 м Инт. перф. 4975-4997м Физико-химические показатели газа природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам (ГОСТ 5542 – 2014) Наименование показателя Значение Компонентный состав, молярная доля, % Не нормируется. Определение обязательно Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3) ≥31,80(7600) Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3) ≥41,20 до 54,50(от 9840 до 13020) Отклонение числа Воббе от номинального значения, % 5 Массовая концентрация сероводорода, г/м3 ≤0,020 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3 ≤0,036 Молярная доля кислорода, % ≤0,050 Молярная доля диоксида углерода, % ≤2,5 Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °C ≤-10 Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °C ≤-2 Массовая концентрация механических примесей, г/м3 ≤0,001 Плотность при стандартных условиях, кг/м3 Не нормируется. Определение обязательно                                                             → магистральный газопровод Способы доставки потребителю {                                                          → СПГ + транспорт Газоконденсатные месторождения:  - нефтяные → ПНГ → добыча нефти - сайклинг процесс  - газоконденсатные → добыча газоконденсата - сайклинг процесс Основные причины конкурентоспособности газа - производительность труда при добыче газа в 55 раз выше, чем при добыче каменного угля, и в 6 раз выше, чем при добыче нефти; - себестоимость добычи газа в 33 раза меньше себестоимости добычи каменного угля; - удельные капитальные вложения в добычу и транспорт газа в 1,7 раз ниже, чем в добычу и транспорт нефти, и в 3,37 раза ниже, чем в добычу и транспорт угля; - при использовании →газа в качестве топлива в технологических процессах в металлургии и во многих химических производствах повышается производительность труда, облегчается автоматизация производственных процессов, улучшаются экологические показатели. Принципиальная схема транспортирования газа. Магистральные газопроводы предназначены для транспорта природного или попутного нефтяного газа с давлением от 0,9 МПа (избыточное давление 8 кгс/см2) до 16,2 МПа (избыточное давление150 кгс/ см2) включительно, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 5542-2014. Принципиальная схема транспортирования газа: Принципиальная схема транспортирования газа:  С — газовые скважины, ГПП — газоприемный пункт, ДКС — дожимная (головная) компрессорная станция, ЛКС — линейные (промежуточные) компрессорные станции, КС ПХГ — компрессорная станция подземного хранилища газа, ПХГ — подземное хранилище газа, ГРС — газораспределительная станция, ПП - промышленные потребители газа, ГРП – газорегуляторные пункты (бытовые потребители газа), АГНКС - автомобильная газонаполнительная компрессорная станция; Всё оборудование ЛКС делится на основное и вспомогательное. Основное оборудование - ГПА, обеспечивающие транспорт газа по магистральным газопроводам. Территориально оно располагаются в компрессорном цехе. I. Компрессорный цех. Здания Компрессорный цех (КЦ) ЛКС магистральных газопроводов представляет собой капитальные здания каркасной конструкции или отдельные металлические блок-контейнеры, расположенные на общей площадке. В КЦ размещаются ГПА. Обвязка нагнетателей - трубопроводы с кранами. Классификация По функциональным признакам (в зависимости от назначения) ГПА подразделяются на: ГПА для ЛКС, В эксплуатации находятся 65 типов приводных двигателей, 102 модификации газовых компрессоров, 153 комбинации привод-компрессор, 8 типов систем автоматического управления (САУ) ГПА. Различны также компоновочные решения по размещению газоперекачивающих агрегатов на КС — в общих или индивидуальных зданиях, в блочно-контейнерном исполнении. Газоперекачивающие агрегаты. Турбоприводные ГПА. Турбоприводной ГПА состоит из центробежного нагнетателя и газотурбинной установки (ГТУ) или газотурбинного двигателя (ГТД) Имеются следующие виды установок: - стационарные ГТУ; - ГТУ на базе авиационных двигателей; - ГТУ на базе судовых двигателей. ГТУ второго поколения   Газоперекачивающий агрегат второго поколения Г7Н-б Уральского турбомоторного завода: 1 — газотурбинный привод общепромышленного типа; 2 — центробежный компрессор Н-6-76-2; 3 — комплексное газоочистительное устройство; 4 — воздушные маслоохладители; 5 — кран мостовой грузоподъёмностью 10 т; б - кран-балка грузоподъемностью 5 т; 7 — труба выхлопная газоотводящего тракта.   ГТУ третьего поколения:     ГПА третьего поколения ГПУ-10 конструкции НПП "Машпроект" и АО "Турбогаз" в индивидуальном здании заводского изготовления:1 — газотурбинный привод судового типа ДР59Л; 2 — центробежный компрессор 235-21-1; 3 — комплексное воздухоочистительное устройство; 4 — шахта выхлопная; 5 — контейнер турбоблока.   ГПА третьего поколения – ГПА-Ц-6,3 в контейнерах на открытых площадках: 1-камера всасывания; 2- шумоглушитель; 3- воздухоочистительное устройство;4- диффузор; 5- выхлопное устройство газотурбинного двигателя с шумоглушителем; 6- турбоблок.     ГПА третьего поколения – ГПА-Ц-16 в контейнерах на открытых площадках 1-камера всасывания; 2- шумоглушитель; 3- воздухоочистительное устройство; 4- система подогрева циклового воздуха; 5- выхлопное устройство газотурбинного двигателя с шумоглушителем; 6- дифузор; 7- опора дифузора и шумоглушителя; 8- турбоблок; 9- блок системы пожаротушения; 10- блок системы автоматизированного управления; 11- блок маслоохладителей; 12- блок вентиляции; 13- промежуточный блок; 14- блок фильтров топливного газа;15- блок маслоагрегатов.   БККС природного газа на основе агрегатов ГПА-Ц-16С (газопровод Ямал-Европа)     ГПА-Ц-16-С с судовым приводом, укомплектованный оборудованием в блочно-контейнерном исполнении.   ГПА-32 «Ладога» (блок-контейнер отсутствует) в цехе агрегатирования на площадке «Невский Завод» Таблица2 Класс мощности, МВт	КПД ГТУ (станционные условия), %
авиационные (судовые) простого цикла	промышленные простого цикла	промышленные регенеративного цикла
2,0-4,0	26,0-30,0	26,0-27,5	32,0-36,0
4,0-8,0	29,0-33,5	28,0-33,0	32,0-34,5
10,0-12,5	31,0-34,5	29,0-34,0	32,0-35,0
16,0-31,5	34,0-40,0	32,0-36,0	34,5-36,5
Примечания 1 Станционные условия: +15 ° C, 0,1013 МПа; потери давления во входном и выхлопном трактах: около 1000 Па, на выхлопе – около 1000 Па. 2 Показатели относятся к серийной товарной продукции мирового рынка ГТУ. Перспективные разработки и прототипы могут иметь показатели КПД на 1,5-2,0 % больше.

Таблица 3

Принцип действия

. Технологическая схема КС с центробежными полнонапорными нагнетателями:

УП – узел подключения, УО – установка очистки газа, УХ - установка охлаждения, КЦ – компрессорный цех, УПГ - установка подготовки газа,

ГП – газ пусковой, ГТ – газ топливный, ГИ – газ импульсный, ГСН – газ собственных нужд;

7, 17, 8, 18, 19, 20, 21 - общестанционные краны;

36 и 36р - краны пускового контура;

1,2, 4,5,6 - краны обвязки центробежных нагнетателей;

9,12 - краны на линии топливного газа;

Характеристика нагнетателя.

Характеристикой нагнетателя называется зависимость отношения давления на выходе к давлению на входе нагнетателя (степени сжатия) e, политропного кпд η_пол и индикаторной (внутренней) мощности N_i от производительности Q при различном числе оборотов ротора n ₀. Эти характеристики зависят от состава и температуры перекачиваемого газа. Поэтому ВНИИГаз предложил другие характеристики нагнетателя - зависимость отношения давления на выходе к давлению на входе нагнетателя e, политропного кпд η_пол и приведённой относительной индикаторной мощности (N_i / ρ_в)_пр, здесь ρ_в - плотность перекачиваемого газа при условиях всасывания,от приведённой производительности Q _пр при различном приведённом. числе оборотов ротора (n ₀/ n _н)_пр, здесь n _н - номинальное число оборотов ротора. Эти характеристики называются приведёнными, так как они рассчитываются для фиксированных параметров, которые называются параметрами приведения: газовая постоянная R_пр, температура всасывания Т_в.пр,, коэффициент сжимаемости при условиях всасывания Z_в.пр и число оборотов ротора n _пр, которое принимается равным номинальному числу оборотов n _н. Параметры приведения указываются на поле приведённой характеристики нагнетателя.

Приведённая характеристика нагнетателя 370-18-1 при Т _пр = 288К; Z_в.пр=0,9; R_пр = 490Дж/(кг•К)

 

Газоперекачивающие агрегаты

Приниципиальная схема компоновки ГПА:

 

ВЗК - воздухозаборная камера; Д - турбодетандер; К - осевой компрессор, ТК – турбина компрессора (турбина высокого давления (ТВД); ТС – силовая турбина (турбина низкого давления (ТНД); Н - нагнетатель; КОА - технологические краны обвязки агрегата; Р - рекуператор; КС - камера сгорания; УПГ - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа; АВО - аппарат воздушного охлаждения масла, БМ – маслобак, ТГ – топливный газ, ПГ – пусковой газ, ИГ – импульсный газ,

Турбоблок

 

 

                              Турбоблок ГПА - Ц-16

Рама; 2- контейнер; 3- приводной двигатель; 4- подмоторная рама; 5- улитка; 6- переходник; 7- муфта; 8- нагнетатель; 9 и 10- стенки улитки; 11- осерадиальный диффузор; 12- трубопровод подвода газа к нагнетателю.

Муфта и торсионный вал

 

              Муфта и торсионный вал ГПА – Ц-16.

Газотурбинные установки.

                  а                                                                б

                                            в

Схемы ГТУ: В- вход воздуха в компрессор, ВО- воздухоохладитель, К- компрессор, Т- турбина, ТК- турбина компрессора, ТС- силовая турбина, КС- камера сгорания, Р- теплообменник-регенератор (рекуператор), П-промежуточный вал с зубчатыми муфтами, или повышающий редуктор, Н- нагнетатель, ОГ- выход отработавших газов.

 

Одновальная ГТУ: а) 1 - компрессор, 2 - камеры сгорания, 3 - газовая турбина, 4, 8 - щпоры, 5, 6 - роторы турбины и компрессора, 7 - рама; б) внешний вид.

Нагнетатели должны быть спроектированы таким образом, чтобы любые действия, выполняемые с нагнетателем, не отражались на магистральном газопроводе. Кроме того, нагнетатели должны быть унифицированы, так как давления нагнетания и всасывания в нагнетатель переменны

V_e = (N_e Z _ср R T _н η _мех η_а e)/ p _к H _а,                        (4)

где N _e — потребляемая мощность; Z _ср— средний коэффициент сжимаемости газа при давлении всасывания; R — газовая постоянная; T _н —температура всасывания; η_мех — механический кпд нагнетателя и трансмиссии; η_а— адиабатный кпд нагнетателя; e — отношение конечного p _к и начального p _н давлений; H _а — адиабатный напор.

Как следует из выражения (4), если пренебречь незначительным изменением Z _н, то при постоянных отношении давлений e и потребляемой мощности N _e увеличение конечного давления p _к приводит к уменьшению объемной производительности по условиям всасывания, т. е. V_e обратно пропорциональна p _к. ® необходима унификация нагнетателей.

Для достижения этих целей → конструкция типа «баррель» и СПЧ.

 

                                                                   а

   

                            б                                                 в              

. Нагнетатель с вертикальным разъёмом:

Опорные лапы; 2 - всасывающая камера; 3 - корпус; 4, 31 - резиновые уплотнительные кольца; 5 – опорный подшипник; 6 – вал; 7 – полумуфта; 8 – зубчатая обойма; 9 - датчик вибрации 10- кронштейны; 11, 12 – разрезные стопорные кольца; 13, 21- крышки; 14, 22- концевые уплотнения; 16- диффузор; 17 - колёса 18 – обратный направляющий аппарат; 19- думмис (разгрузочный поршень); 20- отжимные болты; 23 - насос системы уплотнений; 24 - насос системы смазки; 25 - датчик осевого сдвига 26 – упорный подшипник; 27 – опорно-упорный подшипник; 28 – направляющая шпонка; 29- улитка; 30- диафрагма; 32- входной направляющий аппарат; 33- цилиндрическая проставка.

Продольный разрез нагнетателя 151-21-1С (Невский завод)

 

Наименование параметра

1,36

1,44

1,56

Конечное давление, МПа (кгс/см²) 5,5(56) 7,5(76) 5,5<56) 7,5(76) 5,5(56) 7,5 (76) Начальное давление, Мпа (кгс/ем²) 4(41,2) 5,5(55,9) 3,8(38,9) 5,2(52,8) 3.5(35,9) 4,8(48,7) Объемная производительность по условиям всасывания, м³/мин 590 445 520 400 452 322 Число ступеней 2 2 3 3 3 3 Наружный диаметр колес, мм 750 750 750 75®^ 750 750

 

Подшипники скольжения.

                                        а                          б

. Опорный подшипник: а - с непосредственным креплением к торцевой крышке нагнетателя, б – с креплением к торцевой крышке нагнетателя через корпус концевого уплотнения:

Зубчатая обойма соединительной муфты, 2 – гайка, 3 - болты крепления зубчатой обоймы к полумуфте, 4 – полумуфта, 5 - верхняя крышка, 6, 11 и 16 – болты, 8 – корпус, 9, 14 - разъемные втулки, 10 – опорные колодки,, 12 – штифт, 13- отверстия для подачи масла, 15 - нижняя часть кожуха муфты.

Опорно-упорный подшипник.

Болт, 2 – крышка для крепления блока маслонасосов,3, 7 и8 – регулировочные кольца, 4 – сепаратор, 5 – упорные колодки, 6 – пластины, 9 – гайка, 10 – датчик вибрации, 11 и 17 – регулировочные кольца, 12 – датчик осевого сдвига, 13 – болт,14 – крышка,15 – корпус, 16 – упорный диск,

Щелевое масляное уплотнение с плавающими кольцами,

Отжимаемые болты, 2 – крышка, 3 – наружное уплотнительное кольцо, 4 – уплотнительное кольцо,, 5 – корпус, 6 – штифт, 7 – ступенчатая втулка, 8, 13 – штифты, 9 – винт, 10 – колодки, 11 – резиновое уплотнительное кольцо, 12 - внутреннее уплотнительное кольцо,

 

Опорно-уплотнительный узел

Рис. 29. Опорно-уплотнительный узел центробежного нагнетателя НЦ-16/100:

За счет уменьшения межопорного расстояния сократить осевую длину компрессора или насоса, что снижает их металлоемкость и стоимость; в ряде случаев увеличить жесткость ротора или, при одинаковой жесткости, разместить большее количество ступеней в одном корпусе,

Система смазки.

. Узел основных маслонасосов системы смазки и уплотнения:

Корпус, 2 - торсионный вал, 3, 9, 19 – шпильки с гайками, 4 – корпус блока маслонасосов, 5 – крышка, 6, 18, 21 – вал – шестерни, 7 – болт, 8 – втулка, 10 – трёхвинтовой насос, 11, 14 – крышки. 12 – болт, 13 – втулка, 15,16 – шестерни, 17 – шестерёнчатый насос, 20 – трубопровод.

Система уплотнения центробежного нагнетателя:

Центробежный нагнетатель; 2 - аккумулятор; 3 - регулятор перепада давления; 4 – трубопровод отвода газа из уплотнения; 5 - газоотделитель; 6 - масляное уплотнение (щелевое); 7 - маслопровод высокого давления; 8 – сливные трубопроводы; 9 - винтовые насосы; 10 - поплавковые камеры.

Система смазки ГТК - 25И:

Общецеховая маслосистема:

Корпус, 2 – бандажное кольцо, 3 – вращающееся кольцо, 4 – спиральные канавки, 5 - аксиально-подвижное кольцо 6 – центрирующие кольца, 7- «О»-образные кольца, 8 – пружины, 9 – лабиринтное уплотнение, 10 – пластина, 11 – камера.

Газодинамическое (сухое) уплотнение: I- неподвижное графитовое кольцо; 2- вращающееся кольцо; 3- пружина; 4- уплотнение (резиновое кольцо).

Принцип работы.

Рис.34. Опорный и упорный ЭМП:

Страховочные подшипники качения; 2 — электромагниты упорного ЭМП; 3 — железо упорного диска ротора; 4 — индуктивный датчик положения ротора; 5 — электромагниты опорного ЭМП; 6 — железо опорной части ротора; 7 — корпус ЭМП; 8 — лабиринтное уплотнение; 9 — газовое уплотнение; 10 — компрессор.

 

 

Рис.35. Структурная схема ЭМП:

1 — электромагнит ЭМП; 2 — индуктивный датчик положения ротора; 3 — вал центробежного компрессора; 4 — генератор возбуждения датчика положения ротора; 5 — предварительный усилитель сигнала отклонения ротора по оси стабилизации; 6 — звено динамической коррекции сигнала отклонения; 7, 8 — усилители мощности, формирующие токи управления

Статор радиального электромагнита, 2 — блоки датчика радиального положения ротора, 3 — радиальный страховочный подшипник; 4 — упорный диск ротора осевого подшипника, 5, 6 — статоры упорных электромагнитов, 7 — блок датчика осевого положения ротора, 8 — втулка ротора радиального подшипника, 9 — диски датчика осевого положения ротора, 10 — ротор радиального электромагнита, 11 — втулка ротора упорного подшипника, 12 — втулка датчика радиального положения ротора, 13 — шип радиального страховочного подшипника, 14 — упорный страховочный подшипник,

 В — полость наддува на выходе газодинамического уплотнения, Г — полость отвода воздуха

Жёсткость МП в 10-20 раз меньше жёсткости подшипников скольжения. Это приводит к вибрации при работе, что вызывает увеличение зазоров в лабиринтных уплотнениях. Например, радиальный зазоры в страховочных подшипниках МП составляет 0,275-0,45 мм в ГПА – Ц-16, что больше чем в подшипниках скольжения. Поэтому в лабиринтных уплотнениях зазоры также необходимо делать больше. В результате возрастают перетечки через уплотнения, что приводит к уменьшению КПД на 1-2%. Для ГПА – Ц-16 это эквивалентно потери 160-320 кВт мощности.

Таблица 1.

Значения коэффициента K ⁰ _н.д. для различных диаметров газопровода.

Длина газопровода,

км

Диаметр газопровода, мм.

1420 1220 1020 820 <820 500 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 1000 0,98 0,98 0,98 0,99 0,98 1500 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 2000 0,96 0,97 0,97 0,98 0,96 2500 0,95 0,96 0,97 0,97 0,95 3000 0,94 0,95 0,96 0,97 0,94

 

Пример:

Подобрать ГПА для КС:

D = 1400 мм; L = 100 км; р _н = 7,45 МПа; l =0,00897 (развитое турбулентное течение); D =0,6; T _ср = T _к=293 К; Zcp =0,91; k =1,31; h _а =0,82; R _г =50,5 кДж/(кг К). Переменной величиной является давление газа р _к в конце участка газопровода.

Определим влияние давления p _н на выходе из ГПА на пропускную способность трубопровода q и мощность N, затрачиваемую на транспорт газа по формулам (1) и (2) и построим зависимость q и N от р _к в конце участка газопровода.

.Зависимость пропускной способности трубопровода q и мощности ГПА N от давления газа р _к в конце участка газопровода.

Определим по формуле (3) пропускную способность в сутки для трубы D = 1400 мм. Технико-экономические расчёты по оптимизации приведённых затрат (с учётом затрат на строительство и эксплуатацию газопровода) показывают, что пропускная способность в сутки для трубы D = 1400 мм составляет около 90 млн. м³/сут. Согласно рис. этому соответствует рабочая мощность КС около 48 МВт.

Следовательно, при мощности агрегата N _ном ⁼ 16 МВт необходимое число работающих агрегатов 3 шт.

Для проведения ремонтов и планового технического обслуживания агрегатов без снижения производительности КС необходимы одна или две резервные машины. С учетом этого КС с агрегатами мощностью N _ном =16МВт следует выполнить по схеме 3+2, т. е. 3 рабочих и 2 резервных агрегата.

В настоящее время серийно выпускаются ЭГПА мощностью 4; 6,3 и 12,5 МВт. Агрегаты предназначены для сжатия природного газа на компрессорных станциях и его транспортировки по магистральным газопроводам. В настоящее время предлагается производить безредукторные, безмасляные агрегаты на активном магнитном подвесе с сухими газодинамическими уплотнениями и частотно-регулируемым электроприводом с возможностью удаленного доступа.

Состав ЭГПА:

· центробежный нагнетатель природного газа;

· асинхронный высокоскоростной электродвигатель;

• полупроводниковый преобразователь частоты;
• агрегатная система автоматического управления и регулирования;
• аппарат воздушного охлаждения газа с вентильным электроприводом;
• система активного магнитного подвеса;
• система электроснабжения.

Преимущества ЭГПА

- коэффициент полезного действия ЭГПА, как правило, выше, чем у ГПА с газотурбинным приводом;

- ЭГПА предпочтительнее с точки зрения экологии.

Недостатки ЭГПА:

- зависимость от надежности систем энергоснабжения,

Основная тенденция развития в настоящее время – ЭГПА в блочно-контейнерном исполнении. До этого ЭГПА требовали строительства капитальных зданий

Установка очистки газа.

Масляные пылеуловители

Вертикальный масляный пылеуловитель:

1 - сепараторное устройство; 2 - выходной патрубок; 3, 4, 5 - контактные и дренажные трубки; 6 - люк; 7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырек

 

Циклонные пылеуловители

Конструктивная схема

Циклонного пылеуловителя

Конструктивный облик пылеуловителей:

а) горизонтальное исполнение (для ГПА мощностью 25 МВТ и выше);

б) вертикальное исполнение (для ГПА мощностью до 25 МВт);

Технические характеристики: размер уловленных частиц - >10 мкм; чистота очистки - не менее 99,5 %; гидравлические потери -0,2 атм

 

Фильтр-сепаратор:

Установка охлаждения газа.

Аппарат воздушногоохлаждения газа:

АВО с осевыми вентиляторами

 

АВОМ (охладители масла

Установка импульсного газа

Найденное значение коэффициента пропускной способности С сравнивается с коэффициентами С регуляторов, и по результату сравнения выбирается необходимый типоразмер регулятора. При этом если в расчете С использовался расход всего редуцируемого газа, то на узле устанавливаются один рабочий регулятор с коэффициентом С не ниже расчетного и один резервный регулятор того же типоразмера.

Если расчетное значение С заметно превосходит коэффициенты пропускной способности всех, типоразмеров регуляторов, то узел редуцирования комплектуется несколькими параллельно соединенными регуляторами одного типоразмера, коэффициент С которых (C рг) примерно равен кратной части расчетного С. Количество рабочих-регуляторов в данном случае принимается равным (С/ Cpr). Резерв берется в том же количестве.

Диаметры трубопроводов установки подготовки газа рассчитываются по нормативным значениям скорости газа в них, которые по составляют:

- для трубопроводов топливного газа - менее 20 м/с;

- для коллекторов топливного газа - до 5 м/с;

- для трубопроводов и коллекторов пускового газа - не более 25 м/с.

Узел очистки газопроводов

Узел очистки выполняется совмещенным с узлом подключения КС к газопроводу и в общем случае включает в себя следующие объекты: камеры приема и запуска очистных устройств; сигнализаторы прохождения очистных устройств; узел сбора продуктов очистки газопровода; механизмы для извлечения, перемещения и запуска очистных устройств; арматуру и продувочные свечи.

Основные функции узла очистки сводятся к одному из следующих вариантов:

- прием и запуск очистных устройств;

- только прием очистных устройств;

- только запуск очистных устройств;

- транзитный пропуск очистных устройств через КС.

Очистные устройства при их движении по магистрали собирают перед собой продукты очистки трубопроводов, которые на KC принимаются в коллекторы-сборники, составляющие узел сбора продуктов очистки газопровода.

Объем коллектора-сборника рассчитывается в зависимости от степени загрязнения газа и проектируемой цикличности очистки газопровода, но не более:

- 300м³ - для газопроводов диаметром 1020мм н 1220мм;

- 500м³ - для газопроводов диаметром 1420мм.

В течение года потребление газа происходит неравномерно. Максимум общего потребления наблюдается в зимние месяцы декабрь — январь, а минимум — в летние месяцы. Наибольшее колебание расхода газа происходит в отоплении: от нуля - в летние месяцы, до максимума - в зимние.

Наиболее экономичным способом регулирования сезонного потребления газа является создание базовых и пиковых подземных хранилищ газа (ПХГ).

ГКС и КС ПХГ, как правило, строят по индивидуальным проектам, и их технологические схемы отличаются от схем ЛКС. Однако на ДКС, КС ПХГ и ЛКС используют ГПА одного и того же типа и поэтому принципы построения технологических схем одинаковы.

Далее АГНКС

Литература.

Козаченко А.Н. Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. Учебное пособие ГАНГ им. И.М. Губкина М.: Нефть и газ, 1999.