Проект компрессорной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Климатические условия и описание объекта

2. Анализ, расчет и расстановка КС

2.1 Выбор основного оборудования КС

2.2 Определение количества КС

2.2.1 Расчет давления на входе в КС

2.2.2 Определение расстояния между КС

2.2.3 Определение количества КС для Q=50-110 млн.куб.м/cут.

3. Специальные вопросы

4. Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов

Заключение

Библиографический список



Введение

Основное предназначение компрессорных станций газопроводов - сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам.

Надежность и экономичность транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.

В работе выполнен проект КС производительностью 16,5 млрд.м.³/год, расположенный в районе города Югорск и предназначенный для транспорта газа из КС «Пунга» по трубопроводу диаметром 1420 мм и протяженностью 1480 км. Вблизи компрессорной станции 2 источников электростанции, удаленных от станции на расстояния 27 км и 165 км.

В данной курсовой работе приведен технологический расчет, цель которого:

· определение оптимальных параметров КС «Пунга»;

· рассмотрение работы КС на примере магистрального газопровода Игрим-Серов, Ду 1420;

· определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

· уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков;

· расчет режима работы КС.

Основные задачи: освещение вопросов рационального и бесперебойного режима работы компрессорной станции, оптимальной расстановки компрессорных станций на участке МГ Игрим-Серов, выбор оптимального ГПА, рассмотрение вопроса охраны окружающей среды при работе компрессорной станции и функционировании магистрального газопровода.



1. Климатические условия, описание объекта

Климат Югорска умеренный. Зима сухая и холодная с ясной погодой. Весна продолжительная, с частыми колебаниями температуры. Лето тёплое и влажное, на месяцы весны и осени приходится максимум количества осадков. Осень в городе тёплая, количество осадков к зиме постепенно уменьшается. Первые заморозки обычно наступают в начале октября.

Среднегодовая температура воздуха в городе +2,9 °C. Самый тёплый месяц -- июль, с температурой +28 °C, самый холодный -- январь ?49 °C. Абсолютный максимум температуры +33,6 °C был зарегистрирован 16 июля 1939 и 17 июля 1958, минимум ?56,4 °C регистрировался 10 января 1931. Температура воды в августе и начале сентября 16-17 градуса.

Средний годовой уровень осадков составляет 718 мм. Среднегодовое давление составляет 763 мм ртутного столба.

Рельеф местности, где проходит газопровод «Игрим-Серов» представляет собой болотистые участки в сочетании с лесами, небольшие перепады высот (не более 100 метров).

Компрессорная станция «Пунга» являются составной частью магистральных газопроводов СРТО Урал-2, Игрим-Серов, Игрим-Серов(лупинг), Надым-Пунга2,3,4, Срто Торжок,Пунга-Ухта-Грязовец и т.д., и предназначена для увеличения их производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.

КС размещается на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий, и соответствует требованиям СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

В комплексе компрессорной станции включены следующие объекты, системы и сооружения:

а) Три компрессорных цеха;

б) оборудование для очистки полости газопровода;

в) система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

г) система электроснабжения;

д) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

е) система теплоснабжения;

ж) система канализации и очистные сооружения;

з) система молниезащиты;

и) система ЭХЗ объектов КС;

к) система связи;

л) станционная система автоматического управления и телемеханики;

м) административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.

ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА.

Газотурбинная установка (рис. 1-1 и 1-2) состоит из двух механически несвязанных между собой турбин (турбины высокого давления -- для привода воздушного компрессора и силовой турбины -- для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера. а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки. Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается л топливо. Продукты сгорания из камеры направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора; далее продукты сгорания попадают в силовую турбину, вращающую нагнетатель. После турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху, и выпускаются Р атмосферу через дымовую трубу (рис. 1-3). Пуск агрегата осуществляется пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе. Топливом является перекачиваемый природный газ. Обе турбины выполнены в общем литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Ротор турбины высокого давления состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (один из подшипников опорно-упорный). Одновенечный диск турбины низкого давления крепится на консоли силового вала, который вращается в двух подшипниках, расположенных в общем корпусе (один из подшипников опорно-упорный). Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов. Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме-маслобаке.

Камера сгорания горизонтальная, прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства, горелками, огневой части и смесительного устройства. Воздухоподогреватель выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам двуугольной формы, образованным штампованным профилем листов между которыми также движется и подогреваемый воздух.

Пусковой турбодетандер установлен на блоке переднего подшипника компрессора, соединяется с ротором турбины высокого давления зубчатой передачей и снабжен расцепным устройством. Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами.

Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, установленного на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, резервного электронасоса, насосов уплотнения нагнетателя, маслобака (рама турбогруппы), аккумулятора масла, маслопроводов с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки.

Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает:

-поддержание заданной скорости вращения вала нагнетателя

-поддержание заданного перепада давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя;

-управление операциями пуска и остановки агрегата;

-защиту агрегата от недопустимых режимов условий работы.

Пуск, загрузка, управление и остановка агрегата осуществляется автоматически с центрального щита пли щита агрегата. Система контроля агрегата осуществляет дистанционное измерение основных эксплуатационных параметров.



2. Анализ, расчет и расстановка КС.

2.1 Выбор основного оборудования КС.

Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:

= 16,5*10⁹/(365*0,903) =50,06 млн.м³/сут.

=0,95*0,98*0,97=0,903

где Q_год - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд. м³/год;

- коэффициент использования пропускной способности газопровода;

K_рс, K_эт - коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, K_рс =0,95, K_эт=0,98;

- коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается =0,97 компрессорная станция газоперекачивающий агрегат

Так как производительность КС более 15 млн. м³/год, то выбираем ГПА с центробежным нагнетателем:

ГПА	1	2	е	P
ГТК-5	3+1	6+2	1,24	5,5
ГТК-10-2	2+1	4+2	1,27	7,5



После определения экономичного типа компрессорной машины для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС - то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС.

При производительности КС более 15 млн. м³/сут. для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием.

Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин, степень сжатия КС е и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода. На основе значений о и С_к рассчитывается комплекс.

Определяем приведенные затраты на КС. Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:

С_к=Э+E*K,

Где Э - эксплуатационные затраты на станции, тыс. руб./год;

К - капиталовложения в КС, тыс. руб.;

Е - отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15.

Э=n*а_э+n_p*b_Э+с_Э;

К=(n+n_p)*a_К+b_К;

n - число рабочих ГПА на станции;

n_p - число резервных ГПА;

а_Э, b_Э, c_Э, а_К, b_К - коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции.

1) ГТК-10-2 (2+1)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=2*686+1*218+583=2173 тыс.руб. в год.

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(2+1)*1537+7813=12424 тыс. руб.

С_К=Э+E*K=2173+0,15*12424=4036,6 тыс. руб. в год.

ч=С_К*=4036,6*(1,61/(1,61-1))=11653,98 тыс. руб.

2) ГТК-10-2 (4+2)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=4*686+2*218+583=3763 тыс. руб. в год.

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(4+2)*1537+7813=17035 тыс. руб.

С_К=Э+E*K=3763+0,15*17035=6318,25 тыс. руб. в год.

ч=С_К*=6318,25*(1,61/(1,61-1))=10676,04 тыс. руб.

3) ГТК-5 (3+1)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=3*385+1*94+249=1698 тыс. руб. в год.

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(3+1)*986+7371=16163 тыс. руб.

С_К=Э+E*K=1698+0,15*16163=3922,45 тыс. руб. в год.

ч=С_К*=3922,45*(1,54/(1,54-1))=11186,25 тыс. руб.

4) ГТ-5 (6+2)

Э=n*a_Э+n_p*b_Э+с_Э=6*385+2*294+249=2747,0 тыс. руб. в год.

К=(n+n_p)*а_К+b_К=(6+2)*986+4371=12259,0 тыс. руб.

С_К=Э+E*K=2747+0,15*12259=4585,85 тыс. руб. в год.

ч=С_К*=4585,85*(1,54/(1,54-1))=13078,16 тыс. руб.



Выбираем ГТК-10-2 с двухступенчатым сжатием с числом машин 4+2, т.к. у него наименьшее значение комплекса ч=10676,04.

2.2 Определение количества КС

2.2.1 Расчет давления на входе в КС

Для расчёта свойств газа необходимо значение давления газа на входе КС. Определим его с помощью степени сжатия КС. Для этого найдём степень сжатия нагнетателя из характеристики нагнетателя. Для этого найдем внутреннюю мощность нагнетателя.

Внутреннюю мощность можно определить из формулы (3.1):

(3.1)

Тогда:

, (3.2)

где - располагаемая мощность, МВт;

- механический кпд нагнетателя.

Располагаемая мощность находиться по формуле (3.4):

, (3.3)



где - номинальная мощность ГПА, МВт, равная 10МВт [4];

- коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ и равный 0,95 [4];

- коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха [4]:

, (3.4)

где =3,7 [4]; - расчётная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ:

,(3.5)

-средняя температура расчётного периода, тогда:

К

- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, без утилизатора принимаем 1;

- коэффициент влияния относительной скорости вращения силовой турбины, принимаем 1.

- коэффициент, учитывающий высоту над уровнем моря, для ТО 0,95 [4].

Т.к. в дальнейших расчетах необходимо знать расход топлива ГПА

определим его.

Расход топливного газа тыс.м3/ч, вычисляют по формуле

(3.6)

- номинальный расход топливного газа;

КТГ - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу);

Nн - мощность, потребляемая ЦБН, МВт;

Ta - расчетная температура атмосферного воздуха, К;

е - номинальный к.п.д. ГТУ е =0,34;

QTC - теплота сгорания топливного газа, кДж/м3. QТС=33080 кДж/м3

Коэффициент технического состояния КТГ принимают равным 1,05, если не имеется оснований для принятия другой величины.

В качестве расчетной температуры Ta принимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода =278,9К.

Коэффициент обычно учитывается в составе КТГ, кроме особых случаев.

(3.7)



Потребление топливного газа КЦ, млн.м3 за расчетный период, вычисляют по формуле:

, (3.8)

где np - количество рабочих ГПА;

- время расчетного периода, ч.

Т.к. мы не знаем , зададимся им, т.е. используем метод последовательных приближений, изложенный ниже. Смысл заключается в том, что, предположив давление на входе в КС, мы можем определить давление на входе в первую ступень нагнетателей , учтя потери во входном коллекторе . При этом давлении рассчитываем коэффициент сжимаемости и, таким образом, степень сжатия 1-й ступени из характеристики ЦБН. Далее мы находим значение давления после 1-й ступени сжатия. Это давление с учётом потерь в нагнетательном трубопроводе [4] будет входным во второй ступени . Далее при нём также определяется коэффициент сжимаемости на входе нагнетателей второй ступени сжатия и степень сжатия 2-й ступени . Благодаря чему, мы находим давление в нагнетательном ТП второй ступени . Поскольку рабочее давление в начале МГ нам дано (с учетом атмосферного давления), то мы находим наше реальное . Добившись сходимости , найденного путем приближений, и реального, принимаем предположенный верным. Далее приведён расчёт для производительности :

Коэффициент сжимаемости в условиях входа на КС (z) определяется через приведенные значения давления и температуры для этого найдём критические значения давления Ркр и температуры Ткр :

По СТО «Газпром» они находятся следующим образом:

, (3.9)

, (3.10)

где Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси. хi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.

Приведенные температура и давление:

(3.11)

(3.12)

С помощью ЭВМ методом последовательных приближений было принято , тогда:

С учетом потерь на входе в компрессорный цех принимаем Р2,1 равным



Т.к. температура на входе КС нам задана, то :

Тогда:

,

где:

,

,

,

,

.

Газовую постоянную можно определить по формуле

Дж/(кг·К).



Следовательно, плотность газа при условиях всасывания будет равна

кг/м3.

Определяем производительность нагнетателя при условиях входа по формуле

,

гдеQв - производительность нагнетателя при условиях входа, м3/мин.;

Qнаг - производительность одного нагнетателя при стандартных условиях, м3/сут.;

Производительность одного нагнетателя при стандартных условиях можно определить по формуле

,(3.13)

где QКЦ - производительность компрессорного цеха, м3/сут.

Производительность компрессорного цеха можно определить по формуле

.(3.14)



млн. м3/сут.,

млн. м3/сут.

Следовательно, производительность нагнетателя при условиях входа будет равна

м3/мин.

Определяем приведенную производительность нагнетателя по формуле (согласно [2])

,(3.15)

гдеQпр - приведенная производительность нагнетателя, м3/мин;

nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n - фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

Принимаем n = 5000 об/мин.

В соответствии с параметрами регулирования режима работы КС принимаем n = 4800 об/мин.

м3/мин.

Определяем приведенное число оборотов ротора нагнетателя по формуле (согласно [9])



;(3.16)

где - приведенная частота вращения ротора нагнетателя;

, , - приведенные параметры нагнетателя.

По приложению 2 принимаем Zпр=0,9, Rпр=491 Дж/кг·К, Тпр=288К, nн=4800 об/мин.

.

Для обеспечения беспомпажной работы центробежного нагнетателя необходимо, чтобы его приведенная производительность была как минимум на 10% больше минимальной приведенной производительности при текущем значении приведенных оборотов.

Согласно характеристики ЦБН 370-18-I принимаем минимальную приведенную производительность Qпр min = 250 м3/мин.

.

Следовательно, условие беспомпажной работы нагнетателя выполняется.

По приведенной характеристике нагнетателя определяем степень сжатия, политропический кпд и приведенную относительную мощность нагнетателя

; ;

где - степень сжатия нагнетателя;

- политропический кпд нагнетателя;

Тогда давление за первой ступенью:

(3.17)

.

С учетом потерь в обвязке между ступенями:

.

Температура перед второй ступенью согласно СТО «Газпром»:

(3.18)

Аналогично находим , при и : .

Результаты поиска второй ступени сведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Результаты поиска

м3/мин.	n об/мин	м3/мин.
363,93	5000	349,37	1,397>1,1	0,989	1,28

Тогда давление за второй ступенью:



Сравним полученное значение с действительным:

(3.19)

Согласно таблице 7.1 СТО «Газпром» :

Данные величины примерно равны, следовательно, принимаем . Тогда степень сжатия КС :

.

Аналогичные расчёты для Q=25-35 млн. м/сут. приведены в таблице 2.

Аналогичные расчёты для предварительных Q: 50-110 м/сут. приведены в таблице 2.2:

Таблица 2.2 Давление и степень сжатия КС при рассматриваемых производительностях

Q, млн. м/сут	,МПа
50	3,64	1,538
60	3,68	1,521
70	4	1,4
80	3,655	1,532
90	3,695	1,515
100	3,87	1,447
110	3,93	1,425

2.2.2 Определение расстояний между КС и их расположение по трассе

При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем, и поэтому будут различны длины участков между КС, и конечного участка.

Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

,

Где l - длина участка, км; D - внутренний диаметр, м; - расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления; Р1 - абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа; Р2 - абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа; zср - коэффициент сверхсжимаемости газа (средний на участке МГ); Тср - средняя температура газа на участке МГ, К.

Для расчета длин участков определим физические свойства газа.

Средняя температура участка МГ определяется по следующей формуле:

, (3.31)

Т.к. по условию АВО не предусмотрено то будет равняться:

.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по параболическому закону, то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение, следовательно:



(3.32)

где - абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

- абсолютное давление газа в конце участка, МПа.

.

Критические параметры газа, принимаем из ранее проведенных расчетов

Ркр=4,6 МПа

Ткр=190,45 К

Определим приведенные параметры газа - Рпр и Тпр

Рпр=Рср/Ркр,

Тпр=Тср/Ткр.

Рпр=4,689/4,6=1,01 МПа

Тпр= 294,2/190,45=1,547 К

Определим коэффициент сжимаемости газа z (формула для случаев когда: давление до 15 МПа и температурах 250-400 К) :

Определим динамическаую вязкость газа м Па·с, при давлении до 15 МПа и температурах 250-400 К :

Определим коэффициент гидравлического сопротивления л:

Где К коэффициент эквивалентной шероховатости равный К=0,03;

Е коэффициент гидравлической эффективности участка.

В соответствии с СТО Газпром примем Е=0,95.

Определим расстояние от КС 1 до КС 2.



Конечный участок будет в б раз длиннее остальных:

где: Р1-давление на выходе КС, Р1=5,6 МПа (по условию);

Р2-давление на входе КС, Рн=4,26 МПа;

Рк-конечное давление Рк=2,1 МПа (по условию);

Определим число станций:

где: L-протяженность МГ, L=610 км

l-расстояние между КС, l=52,067км

nст-число КС.

Тогда

Принимаем nст=12.

Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом:

Qi=Q -- QТГ. i

где Qi- производительность i-го участка;

Q- производительность поступления газа на головную КС;

QТГ - объем потребляемого КС топливного газа;

i- номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью

Тогда для принятого числа КС можно записать среднюю длину участка между КС как сумму длин участков его составляющих

где l - средняя длина участка между КС.

Определим суточное потребление топливного газа на КС.

Потребление топливного газа КС в % от производит МГ составит:

Qтг % = Qтг *100/Q=0,305*100/50=0,61%

Определим во сколько раз i - е участки должны быть длиннее.



Соответственно 1 - й участок длиннее в

Определим во сколько раз конечный участок должен быть длиннее:

Определим среднее значение длин участков:

Км

Результаты остальных расчетов представлены в табл. 3.

Таблица 3. Расстановка КС по трассе

i участок между КС	li/ l	li между КС	l от начала до i-й КС
1	1,012	45,3882	45,3882
2	1,024	45,9264	91,31
3	1,037	46,5095	137,789
4	1,05	47,0925	184,19
5	1,064	47,7204	232,637
6	1,077	48,3035	280,94
7	1,091	48,9314	329,87
8	1,105	49,5593	379,43
9	1,119	50,1872	429,618
10	1,134	50,8599	480,478
11	1,149	51,5327	532,011
12	1,73	77,5905	610
?		610

2.3 Определение количества КС для Q=50-110 млн.куб.м/cут

Аналогично пункту 2.1 было определено количество станций для рассматриваемых производительностей, данные сведены в таблице 4.

Таблица 4 Определение числа КС при рассматриваемых производительностях

Q, млн. куб.м/сут.	50	60	70	80	90	100	110
l, км	52,067229	35,721256	23,018065	20,322283	15,84236	11,98708	9,6582765
б	1,4880952	1,5125494	1,7545573	1,4971411	1,5219991	1,6449878	1,6933604
lК, км	77,48	54,03	40,39	30,43	24,11	19,72	16,35
4.nст /nст.до округл.	11,23/12	16,56/17	25,75/26	29,52/30	37,98/38	50,24/51	62,46/63



3. Специальные вопросы

· Каково основное предназначение компрессорных станций?

· Какие объекты, системы и сооружения входят в комплекс КС?

· На основании каких параметров выбираются ГПА с центробежным нагнетателем?

· На основании каких параметров отдается предпочтение ГТК-10-2 с числом машин 4+2?

· От каких значений зависит внутренняя мощность нагнетателя?

· Что будет называться входным давлением на второй ступени сжатия?

· Какая величина определяется по формуле Рейнольдса?

· От чего зависит длина участка между КС?

· По какому закону происходит изменение давления по длине газопровода?

· В каком случае производительность МГ будет от участка к участку снижаться?



4. Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов

В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом минерального топлива. При его сгорании образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе природного газа, за последние полвека привело к заметному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который, как и метан, является парниковым газом. Большинство ученых имен- но это обстоятельство считают причиной наблюдающегося в настоящее время потепления климата. Метан является парниковым газом и может внести при утечках из газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 35 кг углекислого газа. Наибольшее негативное воздействие на окружающую среду осуществляется в пределах территорий газовых и нефтяных месторождений, а так же в ближайших населенных пунктах и на протяжении магистральных трубопроводов. Непосредственному воздействию подвергаются такие компоненты природных комплексов, как растительность, почва, микрорельеф, верхние горизонты горных пород, подстилающие почву. В результате тесной взаимосвязи компонентов природной среды опосредственному воздействию подвергаются гидрогеологический режим, снежный покров, тепломассо- обмен в приземном слое атмосферы, что в свою очередь вновь оказывает в дальнейшем влияние на растительность, почву, микрорельеф. Добыча нефти и газа приводит к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды, что может привести к необратимым деформациям земной поверхности. Перемещения земной поверхности, вызываемые откачкой из недр воды, нефти или газа, могут быть значительно большими, чем даже при тектонических движениях земной коры. Неравномерно протекающее оседание земной поверхности часто приводит к разрушению водопроводов, кабелей, железных и шоссейных дорог, линий электропередач, мостов и других сооружений. Оседания могут вызывать оползневые явления и затопление пониженных участков тер- риторий. В отдельных случаях, при наличии в недрах пустот, могут проис- ходить внезапные глубокие оседания, которые по характеру протекания и вызываемому ими эффекту мало отличимы от землетрясений. Трубопроводный транспорт - самый экологически чистый вид транспорта углеводородов, но лишь при условии соблюдения жесткой экологической дисциплины при проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов. Данные РАО «Газпром» подтверждают, что потери газа при средней дальности транспортировки 2500 км составляют 1,0-1,2% от общего объема перекачки. [2] На всей территории России рассредоточены искусственно созданные трубопроводные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Это связано, прежде всего, с тем, что магистральные трубопроводы имеют ог- ромную протяженность, они пересекают практически все природно- климатические регионы. Современные магистральные газопроводы диаметром до 1400 мм с рабочим давлением до 10 МПа и представляют собой по существу взрывопожароопасный сосуд протяженностью в тысячи километров, разрушение которого связано с крупномасштабными экологическими потерями, в первую очередь, из-за механических и термических повреждений природного ландшафта. Такие нарушения, даже будучи временными, приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния. [3] При пересечении трассами трубопроводов рек и ручьев разрушаются берега с последующим размывом прибрежной полосы; перекрываются русла рек трубами, особенно при наземной прокладке; поймы захламляются остатками строительных материалов и древесными остатками. Данные воздействия приводят к стеснению руслового потока, нарушению водного режима, повышению мутности воды, снижению рыбохозяйственного значения рек. Самостоятельный вид техногенного воздействия на окружающую среду представляет работа компрессорных станций. По данным ВНИИ- Газа, основным загрязняющим веществом от КС являются окислы азота. Содержание этих выбросов в зоне КС нередко превышает максимально допустимые концентрации в атмосферном воздухе. Для ряда КС уровень загрязнения составляет 40-60 ПДК на расстоянии от источника в среднем до 500 м. [4] Основными источниками загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспорте газа являются аварийные выбросы газа при отказах линейной части магистральных газопроводов и выбросы при проведении технологических операций (пуск и остановка ГПА, продувка пылеуловителей и т.д.), а также продукты сгорания ГПА. На компрессорных станциях магистральных газопроводов основным источником загрязнения являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), в выхлопных газах которых содержится окислы азота и углерода. Отрицательное воздействие загрязнителей воздуха обуславливается их токсическими и раздражительными свойствами. В 2013 г. валовые выбросы ЗВ в атмосферный воздух от стационар- ных источников предприятий Группы Газпром по отношению к прошлому году уменьшились на 9,8 % и составили 3 076,4 тыс. т. В отчетном году было уловлено и обезврежено на установках очистки отходящих газов 3 548,8 тыс. т ЗВ, из которых 94 % - твердые вещества, преимущественно зола твердого топлива, образующаяся на объектах Газпром энергохолдинга. Основными ЗВ для Группы являются углеводороды (преимущественно метан), оксид углерода, оксиды азота, диоксид серы, на которые приходится суммарно 92,2 % валовых выбросов. Углеводороды (метан) в структуре валовых выбросов на 94,3 % представлены выбросами предприятий, занятых в деятельности по добыче, транспортировке, подземному хранению и переработке природного газа и газового конденсата. Незначительное увеличение валовых выбросов в газовом комплексе по отношению к 2012 г. было связано преимущественно с ростом выбросов метана в сегменте магистрального транспорта газа ОАО «Газпром». Это было обусловлено увеличением на 4 % товарно-транспортной работы и проведением планово-предупредительных ремонтов на объектах транспорта газа. Одновременно наблюдалось снижение выбросов от объектов по переработке природного газа и газового конденсата на 24 тыс. т, ПХГ - на 10,6 тыс. т, добычи - на 1 тыс. т. В целом с 2009г. валовые выбросы от стационарных источников ОАО «Газпром» сократились в общей сложности на 430 тыс. т, в том числе метана - на 382,56 тыс. т за счет применения при ремонтах на МГ и скважинах энергоэффективных технологий без выпуска газа в атмосферный Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов 295 воздух, ввода в эксплуатацию в ООО «Газпром добыча Уренгой» двух компрессорных станций (КС), работающих на ПНГ(попутный нефтяной газ). [2] Природный газ отдельных месторождений может содержать весьма токсичные вещества, что требует соответствующего учета при разведочных работах, эксплуатации скважин и линейных сооружений. Так, в частности, содержание сернистых соединений в газе нижней Волги настолько велико, что стоимость серы как товарного продукта, получаемого из газа, окупает затраты на его очистку. Это является примером очевидной экономической эффективности реализации природоохранной технологии. Воздействие широкомасштабного строительства магистральных трубопроводов отрицательно сказывается на состоянии животного мира. За счет работы строительных механизмов, транспортных магистралей, использования вертолетов происходит шумовое загрязнение атмосферы. На- пример уровни шума на КС значительно превышают действующие сани- тарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала, населения и обитания диких животных и птиц. [3] Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать привычные места ареалов обитания. За счет перераспределения популяционных групп, покидающих зоны влияния строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, происходит уплотнение популяций в новых местах обитания, что приводит, в конечном счете, к снижению продуктивности охотничьих угодий. Таким образом, нарушения окружающей среды, обусловленные изменением инженерно-геологической обстановки при добыче и транспортировке газа, возникают повсеместно. Избежать их полностью при современных методах освоения невозможно. Поэтому главная задача состоит в том, чтобы свести к минимуму нежелательные последствия, рационально используя природные условия.



Заключение

В курсовом проекте рассмотрены газоперекачивающие агрегатов ГТК - 10-2 и ГТК-5 Пунгинского ЛПУМГ. В общей части проекта представлены:

-характеристика компрессорной станции «Пунга»;

-техническая и конструктивная характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК - 10-2:

-произведен расчет рентабельности и приведено обоснование использования данных ГПА;

-произведен анализ и расчет линейной части, рассмотрена расстановка КС по трассе;

-отработаны специальные вопросы, касающиеся данной работы;

-освещен вопрос охраны окружающей среды и проблема рационального использования природных ресурсов;

В графической части выполнены чертежи:

-технологической схемы компрессорной станции «Пунга»;

-основные таблицы и графики.

Цели задачи работы считаю достигнутыми, актуальность темы доказанной.



Библиографический список

1. В.Ф. Новосёлов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации газопроводов. - М.: Недра, 1982.

2. Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. - СПб.: Недра, 2016.

3. Белицкий В.Д. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 130501 - «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

4. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Часть 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.

5.Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газа. - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2001. - 400 с.

6.Мустафин Ф.М., Коновалов Н.И., Гильметдинов Р.Ф. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов. - Уфа: Монография, 2002.- 384 с.

6.Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

8.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2001.

9.СНиП 2.01.01-82*. Строительная климатология и геофизика // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1984.

10.СТО Газпром 2 - 3.5.051 - 2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ» Газпром, 2006.

Размещено на Allbest.ru

...