Оборудование компрессорных станций

ВВЕДЕНИЕ 3 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4 1.1 Общее понятие и устройство компрессорных станций 4 1.2 Оборудование компрессорных станций 9 2 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ 22 2.1 Расчёт режима работы компрессорной станции 22 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 26 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 28 Приложение А Чертеж головной компрессорной станции 29

ВВЕДЕНИЕ

Компрессор – это устройство, задача которого увеличить уровень давления, а также сжатие воздуха или газа. Компрессорная станция – это комплекс сооружений и оборудования для повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении. Технологическая схема КС состоит из установок очистки газа, компрессорных цехов, установок воздушного охлаждения газа. Работа оборудования КС обеспечивается технологическими трубопроводами с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового. топливного и импульсного газа, системой электроснабжения и пр. По виду выполняемой работы выделяют КС дожимные (головные), линейные КС магистральных газопроводов. КС подземных хранилищ газа, нагнетательные КС обратной закачки газа в пласт. Компрессорные станции магистральных газопроводов в последние годы, также как и насосные станции, сооружают блочно-комплектным методом. Блок-боксы с заранее установленным в них оборудованием доставляют в готовом виде на строительную площадку и устанавливают на заготовленные для них места. Рассматриваемая тема наиболее важна по той причине, что компрессорная станция обязательная составляющая часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования. Компрессорная станция является управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в систему магистрального газопровода. Цель курсовой работы: изучение особенностей конструкции и функционирования оборудования компрессорных станций. Чтобы достигнуть поставленную цель следует решить ряд задач: 1) описать общее понятие и устройство компрессорной станции; 2) изучить оборудование компрессорных станций; 3) осуществить определение режима работы компрессорной станции. 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общее понятие и устройство компрессорных станций

Компрессорная станциях характеризуется как неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод (рисунок 1). Рисунок 1 – Компрессорные станции Технологическая схема компрессорной станции приведена в виде чертежа в приложении А. Параметрами работы КС определяются режимы работы газопровода при колебаниях потребления природного газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для поддержания в них рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных проектами объемах. КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 125 км. К агрегатам КС (головной и промежуточным) газ поступает под давлением около 4 МПа. Здесь он очищается от примесей, осушается, компримируется, охлаждается и под давлением 7,5 МПа подается в газопровод. Характерной особенностью компрессорной станции, укомплектованных агрегатами ГПА-Ц-16, является поставка основного и вспомогательного оборудования в блочно-контейнерном исполнении с последующей установкой контейнеров на открытом воздухе на специально подготовленном фундаменте. В комплекс компрессорной станции входят следующие блоки и системы:  автоматизированные блочно-комплектные ГПА-Ц-16 с приводом от двигателя НК-16СТ авиационного типа;  установка очистки газа (ПУ);  установка воздушного охлаждения газа (АВО);  блок подготовки топливного и пускового газа (БТПГ);  маслоблок склада системы маслоснабжения КС с насосной;  технологические трубопроводы с запорной, регулирующей и предохранительной арматурой;  системы КИП и А;  коммуникации систем маслоснабжения, топливного, пускового и импульсного газа;  системы, электроснабжения, водоснабжения, канализации, вентиляции и отопления;  системы связи и телемеханики;  системы пожаротушения. На рисунке приведена принципиальная схема линейной компрессорной станции, оснащенной газоперекачивающими агрегатами ГПА-Ц-16 (рисунок 2). Газ из магистрального газопровода диаметром 1400мм через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения КС от МГ в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке КС или обвязки ГПА. После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Рисунок 2 — Схема линейной компрессорной станции, оснащенной газоперекачивающими агрегатами ГПА-Ц-16 Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникаций станции, производится открытие крана № 7. Это делается во избежании газодинамического удара. После крана № 7 по ходу установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве профилактических работ, аварийных ситуаций. После крана № 7, газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители. В них он очищается от влаги и механических примесей. Пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами. Эффективность очистки составляет не менее 100% для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости. После очистки, газ по входному коллектору поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по газопроводам ГПА через кран № 1во вход центробежных нагнетателей, где происходит его компримирование с 55 до 75 кгс/см3. После сжатия в ГПА, газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу поступает на аппарат воздушного охлаждения газа (АВО). В АВО газ охлаждается до определенной температуры, так как излишне высокая температура на выходе из станции, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой — к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения объемного расхода). Снижение температуры в этих аппаратах можно получить примерно на значение порядка 15-25 С. После установки охлаждения, газ через выходной шлейф и выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод. При открытом кране № 6 режим работы ГПА называется «станционное кольцо» Назначение крана № 8 аналогично крану № 7. При этом стравливания газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8. Перед краном № 8 установлены 2 обратных клапана, предназначенных для предотвращения обратного перетока из газопровода. Поток газа если он возникает при открытии № 8 может привести раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном счете может привести к серьезной аварии. На узле подключения компрессорной станции между входным и выходным кранами установлена перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки — производить транзитную перекачку минуя КС в период ее отключения. На узле подключения установлены камеры приема и запуска очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками и скребками, который движется в потоке газа счет разницы давлений до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19. Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5. Для очистки осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания газоперекачивающих агрегатов и на пусковое устройство (воздушный стартер) служит блок подготовки топливного и пускового газа (БПТПГ). Отбор топливного и пускового газа в системы производится из четырех точек: до и после крана № 20, со всасывающего коллектора после блока пылеуловителей и с нагнетательного коллектора до АВО. При нормальной работе КС используется, как правило, отбор со всасывающего коллектора, остальные отборы — резервные. Подготовка топливного и пускового газа. Газ, пройдя сепараторы высокого давления (С-1), где происходит отделение влаги и твердых частиц, поступает к подогревателям газа (ПГ-1) и далее в блок подготовки топливного и пускового (БТПГ) газа, где происходит дополнительная очистка в фильтрах и редуцирование до необходимого давления: топливный до 2,5 ± 0,2МПа, пусковой до 0,3 — 0,45 МПа. После БТПГ топливный газ поступает в сепараторы низкого давления (С-2), где происходит окончательная очистка, и далее в коллектор топливного газа, из которого отбирается на агрегаты при открытии крана № 12. Пусковой газ после БТПГ поступает в коллектор пускового газа, из которого отбирается на агрегаты при открытии крана № 11. Импульсный газ служит для управления кранами, находящимися на КС, отбирается из коммуникации топливного газа после сепараторов высокого давления (С-1) и поступает в блок адсорберов, где производится его осушка. После адсорберов газ направляется в коллектор импульсного газа.

1.2 Оборудование компрессорных станций

На магистральных газопроводах различают три основных типа компрессорных станций, изображенные на рисунке 3. Рисунок 3 – Компрессорные станции Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компримирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Головную компрессорную станцию, находящуюся в начале магистрального газопровода, обычно сооружают в непосредственной близости от установок по комплексной подготовке газа газовых месторождений. Поэтому на головную компрессорную станцию газ поступает практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному транспорту. В связи с этим на самой компрессорной станции подготовка газа перед подачей в магистральный трубопровод значительно упрощается. Поступающий на головную компрессорную станцию газ очищают от пыли и механических примесей. В результате компримирования в компрессорном цехе температура газа повышается до 50 — 80 °С. При удалении газа по магистральному трубопроводу от компрессорной станции температура его снижается. При этом в металле трубопровода возникают достаточно большие температурные напряжения, нарушающие нормальную работу трубопровода и приводящие в ряде случаев к выпучиванию его отдельных участков, вблизи компрессорной станции. Кроме того, при повышении температуры газа снижается пропускная способность газопровода. Таким образом, задачи головной компрессорной станции сводятся к приему газа от установок комплексной подготовки, очистке его от механических примесей, компримированию до необходимого давления, охлаждению газа и подаче его в магистральный газопровод. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа. Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компримирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа. Линейная компрессорная станция состоит из одного или нескольких компрессорных цехов (КЦ), в которых осуществляется основной технологический процесс, а также вспомогательных систем и служб. Основным технологическим объектом КС является компрессорный цех с газоперекачивающими агрегатами (ГПА), установленными в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях). На КС может быть несколько КЦ с различными типами ГПА. Обычно число КЦ на компрессорной станции соответствует числу ниток магистрального газопровода, подходящих к КС. После прокладки первой нитки газопровода КС имеет один компрессорный цех. При развитии газопровода, в результате прокладки новых ниток, а также кольцевании и пересечении с другими газопроводами на КС строятся новые КЦ. Таким образом, КС МГ следует рассматривать как объект, постоянно изменяющийся в процессе эксплуатации: одноцеховая КС со временем может стать многоцеховой или подвергнуться реконструкции при замене ГПА или другого оборудования. В зависимости от требуемой пропускной способности МГ (давления в нем и расстояния между участками МГ — от 100 до 150 км) выбирается тип и мощность ГПА. В одном КЦ может быть установлено от 3 до 14 ГПА. В компрессорном цехе осуществляются следующие основные технологические процессы:  очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей;  сжатие газа в центробежных нагнетателях (или поршневых компрессорах);  охлаждение газа после сжатия в охладительных устройствах;  измерение и контроль технологических параметров. В состав компрессорного цеха входят следующие основные устройства и сооружения:  узел подключения КЦ к нитке МГ с запорной арматурой и установкой для запуска и приема очистного поршня;  технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;  установка очистки технологического газа;  газоперекачивающие агрегаты;  установка охлаждения газа после его компримирования;  системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд;  система автоматического управления ГПА и КЦ;  система маслоснабжения КЦ и ГПА;  системы пожаротушения и вентиляции. Система технологического газа предназначена:  для приемки технологического газа из МГ и подачи его к центробежным нагнетателям (ЦБН);  очистки технологического газа от примесей;  компримирования в ЦБН;  охлаждения технологического газа;  подачи газа после компримирования в МГ;  регулирования загрузки группы ГПА (или отдельных ГПА) путем перестроения схем работы ГПА и изменения частоты вращения;  вывода ГПА на станционное «кольцо», их загрузки при пуске и разгрузки при останове;  сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов. Технологическую схему КС образуют ЦБН, трубопроводы, пылеуловители (ПУ), аппараты воздушного охлаждения газа (АВОг), краны различных диаметров, соединенные в определенной последовательности. Узел подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу (рисунок 4) обеспечивает поступление газа в КЦ по входному газопроводу (всасывающему шлейфу) и подачу его в МГ после компримирования по выходному газопроводу (нагнетательному шлейфу). Узел включает проходные краны 7, 8, 20, свечные краны 17, 18, охранные краны 19(А), 21 (Б), перепускные краны 36 (22), Збр (22р), дроссель Д. Рисунок 4 — Технологическая схема группы ГПА с неполнонапорными центробежными нагнетателями: 1, 2 Группа ГПА, 3 — блок охлаждения газа; 4 — узел б-х кранов, 5,6 — узел приема и запуска очистного поршня, 7 — блок очистки газа, 8 — узел подключения КС к газопроводу Входной кран 7 — предназначен для подачи газа в цех, его постоянное положение — «открыт» при работе КЦ. Кран 7 имеет обводной кран 7р с дросселем, предназначенный для заполнения газом всей системы КЦ. Только после выравнивания давления в МГ и технологических коммуникациях КЦ (с помощью крана 7р) производится открытие крана 7. Это делается во избежание гидравлического удара на шаровой кран большого диаметра. Выходной кран 8 — предназначен для подачи газа в МГ после его компримирования и охлаждения. Выходной кран 8 также имеет обводной кран 8р и дроссель. Перед краном 8 устанавливают обратный клапан. Его назначение — предотвратить обратный поток газа со стороны МГ при возможной неисправности крана 8. Секущий кран 20 — обеспечивает нормальную работу КЦ при компримировании. Он рассекает МГ на части низкого и высокого давления. При работе КЦ кран 20 закрыт. При открытом положении крана 20 газ проходит мимо КЦ. Диаметр крана 20 должен соответствовать диаметру МГ. Кран 6 может иметь обводной регулирующий кран 6р. Его используют при небольших изменениях расхода газа через ЦБН. Способ плавного регулирования режима работы ЦБН также обеспечивает необходимую удаленность режима работы нагнетателя от зоны помпажа и называется байпасированием. Все краны технологической схемы КЦ имеют дистанционное управление с главного щита управления (ГЩУ). И все краны КЦ, кроме крана 20, имеют автоматическое управление от ключа «Аварийный останов КЦ». Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом. ДКС представляет собой один из важнейших элементов всего процесса подготовки газа. Кроме компримирования голубого топлива, на дожимной компрессорной станции осуществляются процессы очистки, охлаждения, осушки и замера газа. Дожимные компрессорные станции (рисунок 5) могут сильно отличаться по конструкции и комплектации, но, тем не менее, в них можно выделить ряд основных элементов: Рисунок 5 – Дожимная компрессорная станция  компрессорный блок;  привод;  вспомогательное оборудование. Основополагающим элементом ДКС является сам компрессор или группа компрессоров, отвечающих за увеличение давления проходящего газа. Компрессор приводится в действие с помощью присоединенного к нему привода. Под вспомогательным оборудованием подразумевается любые дополнительные устройства, необходимые для корректной работы станции. Это может быть система циркуляции смазывающего масла, система охлаждения, набор КИПиА и т.д. Если ДКС оформлена в виде отдельного модуля, то дополнительное оборудование может включать в себя такие вспомогательные системы как отопление, освещение, вентиляция и т.п. При отборе газ из ПХГ проходит по входным шлейфам на установки очистки, в которых он очищается от взвешенных твердых частиц и капельной влаги. Далее голубое топливо поступает в компрессорный цех первой ступени сжатия. После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) первой ступени и попадает в компрессорный цех второй ступени сжатия. Дальше голубое топливо охлаждается на АВО газа второй ступени и поступает в цех осушки, после чего замеряется и направляется по выходным шлейфам в магистральный газопровод — непосредственно к потребителю. Дожимные компрессорные станции являются сложными агрегатами, выполняющими задачу по перемещению и нагнетанию газа, ключевым элементом которых является компрессорный блок. Поэтому основная классификация ДКС проходит в зависимости от применяемых компрессоров, которые обычно бывают следующих типов:  поршневые;  винтовые;  центробежные. Основные типы компрессоров, используемых в дожимных компрессорных станциях показаны на рисунке 6. Поршневые относятся к компрессорам объемного типа и работают за счет направленного уменьшения объема рабочей камеры, образованной цилиндром и подвижным поршнем, в которой претерпевает сжатие газ. Рисунок 6 – Типы компрессоров, используемые в дожимных компрессорных станциях Дожимные компрессорные станции, оборудованные поршневыми компрессорами, во многом перенимают их особенности. Они достаточно дешевы и просты в обращении, но при этом способны сжимать газ до больших давлений. Поршневые компрессоры небольших размеров могут без проблем быть размещены даже на ресивере, в то время как для крупных может потребоваться более устойчивая платформа. Винтовой компрессор также относится к объемному типу, однако рабочие камеры в нем образуются путем отсекания пространства корпусом компрессора и одним или более винтами, находящимися в зацеплении. Такие устройства способны развивать значительное давление, которое в случае поршневых компрессоров пришлось бы обеспечивать путем организации многоступенчатой схемы сжатия газа. Центробежный компрессор увеличивает давление газа путем сообщения его потоку кинетической энергии, которая затем частично переходит в потенциальную энергию давления. Кинетическая энергия передается от лопастей вращающегося рабочего колеса, а преобразование кинетической энергии в потенциальную происходит на выходе из компрессора в диффузоре. Такой принцип сжатия газа называется динамическим. Следующей по важности классификацией дожимных компрессорных установок и станций можно назвать тип используемого привода. От этого зависит, какой вид топлива может быть использован для работы ДКС. Наиболее часто используются следующие виды приводов:  газомоторный;  газотурбинный;  электрический. Основу газомоторного привода составляет двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе — достаточно дешевом и доступном источнике энергии. Такие устройства надежны и неприхотливы в эксплуатации. Пуск привода осуществляется с помощью сжатого воздуха, а регулировка оборотов происходит за счет изменения подаваемого в цилиндры газа. В газотурбинном приводе механическая энергия вырабатывается, как следует из названия, с помощью турбины, в которой происходит расширение горячего газа, образующегося в камере сгорания, куда подаются топливо и атмосферный воздух. Воздух засасывается с помощью компрессора, поэтому для пуска газотурбинной установки требуется отдельный источник энергии (стартер). Компрессор, камера сгорания и турбина являются основными компонентами газотурбинного агрегата. Данный вид приводов получил широкое распространение, поскольку не привязан к поставкам топлива извне и работает на том же газе, который перекачивает ДКС, а излишки вырабатываемой энергии могут идти на отопление и электроснабжение самой станции и близлежащих объектов. ДКС с электрическим приводом, несмотря на необходимость в обязательном подведении электроэнергии, имеет ряд преимуществ перед газомоторными и газотурбинными установками. Во-первых, использование электричества экономит само перекачиваемое топливо, а также благоприятно сказывается на экологичности ДКС за счет снижения вредных выбросов в атмосферу. Во-вторых, электродвигатель гораздо проще поддается регулировке и автоматизации, что значительно упрощает контроль работы всей станции и позволяет уменьшить необходимый рабочий персонал. И в-третьих, значительно улучшаются условия труда на такой ДКС благодаря уменьшению шума установки, вибрации и запыленности воздуха. В качестве примера можно привести ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», который эксплуатирует две дожимные компрессорные станции — ДКС-1 и ДКС-2. Обе станции находятся в зоне ответственности Ставропольского ЛПУМГ и работают в составе Северо-Ставропольского ПХГ (рисунок 7). ДКС-1 — производственный объект с двумя ступенями компримирования по двенадцать газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 216 МВт. На ДКС-2 также две ступени сжатия, но агрегатов больше — девять в каждой. Однако суммарная мощность станции меньше — 144 МВт. Рисунок 7 – Дожимная компрессорная станция ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Оба объекта выполняют функцию подачи газа в зимний период из Северо-Ставропольского подземного хранилища газа (горизонт Хадум) в магистральную сеть предприятия. В летнее время перепуском газа без компримирования станции обеспечивают закачку голубого топлива в ПХГ из системы магистральных газопроводов. Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (= 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства (рисунок 8). Рисунок 8 – Газораспределительная станция (ГРС) Для КС с агрегатами ГПА-Ц-16 используется переменный ток напряжением 380В (50 Гц), 220В (50 Гц), постоянный ток напряжением 220 и 27В. Переменный ток напряжением 380В используется для питания электродвигателей пусковых насосов смазки и уплотнения нагнетателя, электродвигателей вентиляторов маслоохладителей двигателя и нагнетателя, вентиляторов ВОУ, отсеков двигателя, нагнетателя и блока маслоагрегатов, питания электронагревателей и электроприводов ряда других механизмов ГПА. Переменный ток напряжением 220В используется для блоков питания устройств системы автоматического управления ГПА (системы А 705-15-09) и освещения. Постоянный ток 220В используется для питания системы управления общестанционными кранами и кранами обвязки ГПА (в зависимости от типа узла управления кранами обвязки ГПА может использоваться и постоянное напряжение 27В). Постоянный ток 27В используется для питания механизмов и цепей управления, контроля и защиты двигателя НК-16 СТ. Электроснабжение компрессорной станции переменным током напряжением 380 и 220В осуществляется от линий электропередачи энергосистем и их районных подстанций. Источником постоянного тока на КС с ГПА-Ц-16 являются аккумуляторные батареи и выпрямительные установки. Маслохозяйство КС с агрегатами ГПА-Ц-16 служит для обеспечения маслом двигателя НК-16СТ и нагнетателя состоит из индивидуальных агрегатных систем смазки и уплотнения, комплектуемых заводом — изготовителем, и станционной системы приготовления, подачи, очистки, учета и хранения масла (склад масел с насосной) . Система маслопроводов КС обеспечивает подачу чистого масла в маслобаки нагнетателя и двигателя каждого агрегата, прием и подачу загрязненного масла в специальную емкость из маслобаков ГПА с последующей его очисткой в маслоочистительной машине, перекачку масла из емкости в емкость. Рекомендуемые марки масел для системы смазки ГПА: Т-22 ГОСТ 9972-74 или МК-8П ГОСТ 6457-66, или МС-6П ГОСТ 38.01163-78 или ВНИИНП 50-1-4Ф ГОСТ 13076-67. Смесь масел не допускается. 2 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчёт режима работы компрессорной станции

Произведем расчёт плотности газа при стандартных условиях ρст, кг/м3, и при условиях входа в нагнетатель первой ступени по формуле: где pв – плотность воздуха при стандартных условиях, рст =1,225 кг/м3; рст = 0,56998·1,225 = 0,6982 кг/м3. Определим плотность газа при условии входа в нагнетатель ρВ, кг/м где PВ – давление на входе в нагнетатель, МПа; z – коэффициент сжимаемости газа; R – газовая постоянная газа, Дж/кг·К; TВ – температура на входе в нагнетатель, К. Определим производительность группы параллельно соединенных нагнетателей, Q1, млн. м3/сут: где QКС – плановое задание на перекачку газа, млн. м3/сут. Определим объемную производительность одного нагнетателя при условии всасывания QВ1, м3/мин: где pСТ – плотность воздуха при стандартных условиях, кг/м3. pВ1 – плотность газа при условии входа в нагнетатель КС, МПа. Определяем приведенное значение производительности QПР1, м3/мин, по формуле: где n1 – среднее значение частоты вращения нагнетателя, об/мин; nH – номинальная частота вращения нагнетателя, об/мин. Определим приведенную частоту вращения согласно формуле: где z – коэффициент сжимаемости газа; R – газовая постоянная газа, Дж/кг·К; TВ1 – температура на входе в КС, К; zПР – приведенное значение коэффициента сжимаемости, zПР  0,91; RПР – приведенное значение газовой постоянной, RПР  490,5 Дж/(кг К) . Определим потребляемую нагнетателем мощность Ni1. Если потребляемая мощность оказалась выше номинальной, то частоту вращения надо уменьшить и в такой же последовательности заново провести расчет. Аналогичные расчеты проводят до тех пор, пока не будут получены наилучшие параметры по нагрузке нагнетателя. Потребляемая нагнетателем мощность, Ni1, кВт: Полученное значение не превышает номинальную мощность. Определим мощность на валу привода N1, кВт, по формуле: где 100 – мощность, расходуемая на преодоление механических потерь. Определим давление газа pH1, МПа, на выходе из нагнетателя: где pВ1 – давление на входе КС, МПа, Ɛ1 – степень сжатия нагнетателя, Ɛ1 =1,25. Определим температуру газа после нагнетателя, TН1, К: где m – показатель адиабаты. Нагнетатели газоперекачивающих агрегатов могут работать при различных частотах вращения, в зависимости от требуемой производительности, необходимо лишь, чтобы показатели работы нагнетателей всегда были в области наивысших значений коэффициента полезного действия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Компрессорная станция (КС) — это комплекс сооружений и оборудования для повышения давления газа при его добыче, транспортировке и хранении. Компрессорная станция — неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования. КС служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в систему магистрального газопровода. Именно параметры работы станции определяют режим функционирования газовой магистрали. При движении голубого топлива по газопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине трубы. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газовой магистрали. Одновременно снижается и температура транспортируемого газа, главным образом из-за передачи тепла через стенку трубы в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения оптимального давления в трубе через определенные расстояния вдоль трасы газопровода устанавливаются компрессорные станции. На магистральных газопроводах различают три основных типа компрессорных станций: головные, линейные и дожимные. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компримирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компримирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа. Линейная компрессорная станция состоит из одного или нескольких компрессорных цехов (КЦ), в которых осуществляется основной технологический процесс, а также вспомогательных систем и служб. Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Дожимные компрессорные станции могут сильно отличаться по конструкции и комплектации, но, тем не менее, в них можно выделить ряд основных элементов: компрессорный блок, привод и вспомогательное оборудование.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. – М: Недра, 2012 – 824 с. 2. Ивановский В.Н., Дарищев В И., Каштанов В.С., Николаев Н М., Пекин GC, Сабиров А.А. Нефтегазопромысловое оборудование. Под общ. Ред. В.Н. Ивановского Учебн. для ВУЗов. — М.; «ЦентрЛитНефтеГаз». — 2006. — 720 с. 3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа. «ДизайнПолиграфСервис», 2012. — 544 с. 4. Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. Учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 – 200 с. 5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. — Москва-Ижевск: Институт ком¬пьютерных исследований — Удмуртский госуниверситет, 2004. — 720 с. 6. Мастобаев Б.Н., Нечваль А.М., Коробков Г.Е. Транспорт и хранение нефти и газа. – М.: Недра, 2013. – 358 с. 7. Тетельмин В.В., Язев В.Л. Нефтегазовое дело. Полный курс. — Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект, 2009. — 800 с. 8. Компрессорная станция [Электронный ресурс] URL: https://stavropol-tr.gazprom.ru/press/proekt-azbuka-proizvodstva/kompressornaya-stantsiya/. – Дата обращения: 16.09.2021. 9. Дожимная компрессорная станция [Электронный ресурс] URL: https://stavropol-tr.gazprom.ru/press/proekt-azbuka-proizvodstva/dozhimnaya-kompressornaya-stantsiya/.– Дата обращения: 13.09.2021.