Разработка системы управления и утилизации тепла для газоперерабатывающего агрегата ГТК

Содержание
Введение………………………………………………………………….…1
Технологическая часть……………………………...………….……3
Общая характеристика магистральных газопроводов……………..3
1.2 Назначение компрессорных станций……………………………….3
1.3Компоновка компрессорных станций с газотурбинным приводом ГПА…..……………………………………………………………………...6
1.4Режимы компрессорных станций и схемы включения агрегатов...6
1.6Классификация ГПА………………………………………………...9
Технологическая схема компрессорной станции с газотурбинным приводом на магистральных газопроводах……………………………...10
1.7Основные параметры и требования к техническим характеристикам ГПА………………………………………………………………………...15
1.8Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4…………………………..19
2.Специальная часть……………………………..………………………..28
2.1 Тепловой расчет ГПА……………………..….……………………….28
2.2 Обзор методов утилизации…………………………………..……….31
2.3Описание термоэлектрические генераторы………………………….43
2.5 Разработка конструкций-панели,состоящей ……………......………58
3. Экономическая часть………………………………………...…………64
3.1 Экономическое обоснование…………………………………………64
3.2 Определение затрат в системах автоматизации…….……………….65
3.3 Дополнительные эксплуатационные расходы………………………67
4. Охрана труда……………………………………………………………72
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов…………72
4.2 Расчет защитного заземления……………………………...73
4.3 Расчет искусственного освещения…………………………………..74
Заключение…………………………………………………………………..
Список литературы…………………………………………………………
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общая характеристика магистральных газопроводов
В связи с постоянным увеличением добычи газа растёт сеть
продуктопроводов – самого экономичного вида транспорта газа.
Основными экономическими факторами эффективного использования
трубопроводного транспорта является – возможность полной автоматизации
газопроводов.
В настоящее время основным видом внутриконтинентального
транспорта газа во всех странах мира служит трубопроводный. Быстрое
развитие трубопроводного транспорта газа объясняется тем, что перекачка
его по трубопроводам более экономична, чем доставка другим видом
транспорта (железнодорожным, речным, автомобильным). Поэтому можно
предполагать, что трубопроводный транспорт газа и в дальнейшем останется
основным.
Трубопровод, предназначенный для дальнего транспорта газа из района
добычи (газовое месторождение) или производства (газоперерабатывающий
завод) в район его потребления (города, посёлки, промышленные
предприятия, электростанции), называется магистральным газопроводом.
Магистральный газопровод работает круглосуточно в течении всего года и
имеет относительно большой диаметр и длину. Диаметр магистрального
газопровода может изменятся от 150 до 1420 мм, а длинна – от десятков до
нескольких тысяч километров. Пропускная способность магистральных
газопроводов может достигать 80 млн. м³/сут.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на
два класса:
1 класс – при рабочем давлении от 2,5 до 10 МПа;
2 класс – при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа;
Современный магистральный газопровод представляет собой инженерное
сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы
подготовке газа к транспортировке, компримированию и перекачки его по
трубопроводу.
Кроме оборудования, необходимого для выполнения основных
технологических процессов, на магистральном газопроводе имеются
установки вспомогательного назначения, обеспечивающие защиту
газопровода от коррозии, электроснабжение и водоснабжение. Состав
магистрального газопровода определяется его протяжённостью,
фракционным составом транспортируемого газа, в частности содержанием в
СО Н S
газе 2 , 2 и влаги, требованиями потребителей, использующих газ, к
его составу и качеству, и другими обстоятельствами.

1.2 Назначение компрессорных станций
Газ при движении по газопроводу от газового промысла д
потребителя преодолевает на своём пути сопротивление трубопровода и
теряет давление. Чрезмерная потеря давления приводит к снижению
пропускной способности и нерациональному использованию трубопровода.
Для экономичной перекачки газа на большие расстояния с максимальным
использованием несущей способности труб сооружаются компрессорные
станции. Компрессорные станции магистральных газопроводов – это
комплекс сооружение , предназначенный для компримирования газа. Места
расположения КС и расстояния между ними определяются проектом и
составляют 100-150км.
Перепад давления на участке между компрессорными станциями
определяет степень сжатия в компрессорах. Давление в конце участка равно
давлению на приёме компрессора, а давление в начале участка равно
давлению на выходе компрессора. Выбор степени сжатия определяет расход
энергии на сжатие газа в компрессоре.
Рисунок 1.1

При расчётах учитывается совокупность всех факторов с тем, чтобы
при минимальных затратах на сооружение и эксплуатацию газопровода
обеспечить его максимальную пропускную способность. В зависимости от
расположения по трассе газопровода компрессорная станция может быть
головной и промежуточной. Станция, расположенная в непосредственной
близости от газового промысла и стоящая в начале газопровода по ходу газа,
называется головной (ГКС), все остальные компрессорные станции на
газопроводе будут промежуточными (КС).
Газ на ГКС газопровода подаётся от источника его добычи или
производства. На чисто газовых месторождениях в большинстве случаев
давление газа по выходе из скважины настолько велико, что оно
собственным давлением поступает на приём ГКС. Только после длительной
эксплуатации такого месторождения, когда давление газа в пласте снижается,
возникает необходимость в сооружении так называемых подпорных КС,
обеспечивающих подачу газа с расчётным давлением на приём ГКС. На
нефтяных месторождениях газ является спутником нефти и находится в ней в
растворённом состоянии. По выходе нефти из скважины газ отделяется от
неё в специальных сепараторах. В этом случае давление газа невелико. Для
сбора попутного газа при нефтяном промысле сооружается промысловые
сборные КС, подключаемые обвязкам нефтяных скважин. От этих станций
газ направляется на газобензиновый завод для фракционирования с
выделением ряда ценных компонентов (бутан, пропан и др.), после чего газ
поступает на приём ГКС газопровода.
У заводов по производству газа (сланцеперерабатывающих,
коксогазовых и др.) головная компрессорная станция находится при заводе.
На КС магистрального газопровода предусматриваются следующие
основные технологические процессы: очистка газа от пыли,
компремирование – сжатие газа и охлаждение его. Кроме того, на ГКС
производится осушка газа и, если он содержит сероводород, очистка газа от
серы. Назначение осушки – отобрать от газа влагу. Выходящий из скважины
при температуре 10-20º С газ насыщен водяными порами. Если не отобрать
от газа влагу, то в газопроводе в холодное время при охлаждении его
выделяется вода. В зимний период в местах, где газопровод проходит в зоне
промерзания грунтов, возможно замерзание воды и образование ледяных
пробок. Наличие воды в газопроводе в сочетании с высоким давлением и
низкими температурами приводит к местной закупорке газопровода
пробками из кристалогидратов.
Сероводород – вредная примесь в газе. В присутствии влаги он
вызывает усиленную коррозию труб и оборудования. Содержание
сероводорода в газе, транспортируемом по магистральному газопроводу, не
должно превышать 2 г на 100 м³ газа. Доводят газ до указанной кондиции на
установке сероочистки ГКС. Очистка газа от пыли предохраняет
оборудование КС от преждевременного износа и производится в
специальных аппаратах – пылеуловителях. В них газ резко изменяет
направление движения, и взвешенные твёрдые примеси выпадают и поглощаются маслом.
Кроме указанных основных технологических
процессов, на КС выполняются вспомогательные процессы, для чего
предусматривается следующие системы:
 циркуляционные для охлаждения компрессоров и двигателей;
 для закрытой заправки машин маслом и устройства для регенерации
его;
 вентиляции, пожарного водоснабжения и теплоснабжения
1.3 Компоновка компрессорных станций с газотурбинным приводом ГПА
По типу основных агрегатов газоперекачивающие станции разделяются
на поршневые с приводом от двигателя внутреннего сгорания и
центробежные с приводом от газовой турбины или электродвигателя.
Газовая турбина наиболее распространена на магистральных
газопроводах, та как источником энергии для нее служит сам
перекачиваемый газ. Газовые турбины в отличие от других типов имеют ряд
положительных качеств: быстрый запуск из холодного состояния,
относительно высокий к.п.д. , малые размеры, простота, а следовательно, и
надежность конструкций, большая мощность в единичном агрегате,
отсутствие значительных вибраций.
Эксплуатируются КС с последовательно и параллельно работающими
нагнетателями. При последовательной работе каждый нагнетатель снабжен
удвоенным количеством газопроводных кранов. Такая схема с теми или
иными изменениями реализуется при необходимости последовательной
работы двух или даже трех агрегатов с полнорасходными низконапорными
нагнетателями. При параллельной работе так называемых полнонапорных
нагнетателей технологическая схема КС заметно упрощается , так как газ
после нагнетателей попадает сразу в аппарат воздушного охлаждения
(АВО). При этом отпадает необходимость в кранах, установленных на
безопасной линии, а также в удвоенном количестве кранов на резервном
нагнетателе.
Во многом конструктивная схема ГПА и его параметры определяются
его предназначением:
транспортировка газа по магистральным газопроводам; дожатие газа
на истощающихся месторождениях; закачка газа в пласт.

1.4 Режимы компрессорных станций и схемы включения агрегатов
Компрессорная станция должна непрерывно поддерживать постоянное
максимальное давление газа на выходе независимо от потребления. Иными
словами, компрессорная станция должна перекачивать столько газа , сколько
его необходимо потребителю в каждый момент времени, с учетом
обеспечения оптимальных режимов газопровода. При течении газа по
трубопроводу происходит потеря давления газа, которую можно представить
следующим уравнением(без учета разности между конечными точками
трубопровода)
Анализ полученной формулы приводит к выводу, что с точки зрения

затрат мощности на перекачку выгодно увеличивать давление газа в
трубопроводе. Однако максимальное давление ограничивается прочностью
труб. Поэтому в реальных эксплуатационных условиях стремятся
поддерживать давление газа на выходе станции на максимальном
допустимом уровне нри переменных расходах. Обратимся снова к
формуле мощности (1.7) Станция должна развивать мощность,
соответствующую расходу газа и перепаду давления. Многообразие
режимов перекачивания при неравномерном потреблении газа не может быть
обеспечено одной газотурбинной установкой ограниченной мощности.
Поэтому применяют разные схемы их включения.
Последовательное соединение нескольких ГТУ применяют, когда при
заданном расходе одна установка не может обеспечить нужного перепада
давления на станции из-за ограниченной мощности. Для надежной и
экономичной работы каждой ГТУ необходимо распределить нагрузки. Для
этой цели может служить схема соединения машин (рис. 1.1),
обеспечивающая постоянное давление на выходе при равномерном
распределении нагрузки на агрегаты. Однако как показали расчеты режимов
для двух последовательно включенных нагнетателей, наиболее экономичным
является неравномерное распределение нагрузок. Причем второй нагнетатель
должен всегда работать с максимальной мощностью.
Рисунок 1.2
Параллельное соединение ГТУ применяется тогда, когда мощный
поток газа Gr не может быть перекачан одной машиной. Поэтому газовый
поток разделяется на два или более потоков, которые компримируются
отдельными ГТУ, а после повышения давления потоки снова суммируются
и поступают в общий газопровод.
Так же может быть случай, когда при изменении давления р и расхода
Gr схемы последовательного и параллельного соединения машин не
обеспечивают нужной мощности. Тогда применяются схемы
последовательно-параллельного включения.
Помимо стабилизации давления за станцией система управления
должна выполнять еще несколько важных функций. К ним следует отнести
включение и выключение ГТУ в зависимости от расхода газа. Допустим,
потребление газа растет и давление за станцией падает. Две турбины
соответственно повышают скорость вращения. Может начаться понижение
к. п. д., и настанет такой момент, когда две турбины, работая на предельных
режимах, не обеспечивают нужного расхода газа. Значит, необходимо
подключить третью турбину и все три вывести на соответствующий режим.
При понижении расхода газа следует отключать одну турбину, но
оставшиеся две должны обеспечивать нужный расход. Особенно
усложняются эти операции при последовательно-параллельном
включении турбин.....