Курсовой проект - Проектирование компрессорной станции магистрального газопровода - файл n1.doc

приобрести
Курсовой проект - Проектирование компрессорной станции магистрального газопровода
скачать (531 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc531kb.08.07.2012 01:21скачать

n1.doc



Камский институт гуманитарных и инженерных технологий
Кафедра «Общетехнические дисциплины»

Курсовой проект



по дисциплине «Машины и оборудование»
На тему

«Проектирование компрессорной станции

магистрального газопровода»

Вариант 7

Содержание








Стр.

1.

Техническое задание.

3

2.

Исходные данные.

4

3.

Введение.

5

4.

Технологическая схема ГКС.

7

5.

Подготовка газа к транспорту.

9

6.

Очистка газа от механических примесей.

11

7.

Технологический расчёт газопровода.

13

8.

Расчёт режима работы ГКС.

16

9.

Охлаждение газа.

20

10.

Система маслоснабжения

22

11.

Строительная часть компрессорного цеха.

24

12.

Контрольно-измерительные приборы

27

13.

Решение генплана ГКС

30

14.

Литература

32



1. Техническое задание.
В проекте нужно рассчитать и запроектировать оборудование для подготовки газа к транспорту, технологический расчёт газопровода. Подобрать компрессорно-силовое оборудование, рассчитать режимы работы газокомпрессорной станции. Запроектировать оборудование для охлаждения газа, маслохозяйство газокомпрессорной станции, строительную часть газокомпрессорной станции, КИП и АТ, решение генплана газокомпрессорной станции.


2. Исходные данные.
Исходные данные для проектирования:

  1. Производительность газопровода (млрд.м3/год) Q= 4

2. Состав газовой смеси, %: Метан = 82;

Этан =8;

Пропан = 5;

Бутан = 5;

  1. Расчётная температура грунта на глубине укладки,С0 tгр = -1,5;

  2. Давление газа на входе в КС, МПа Рв= 3,82;

  3. Коэффициент динамической вязкости ,н с/м2, ? =10,5*106;

  4. Длина газопровода, км, L= 1100;

  5. Коэффициент годовой неравномерности транспорта газа , а = 0,87;

  6. Абсолютная отметка местности на площадке расположения КС, 110;

  7. Температура газа поступающего в КС, С0, tг=25.



3. Введение.
Единая система газоснабжения России – это широко разветвлённая сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений Тюменской области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей.

Протяжённость газопроводов, находящихся в ведении РАО «Газпром» составляет более 150 тысяч километров, перекачку газа осуществляют 250 компрессорных станций.

Развитие газовой промышленности в значительной степени зависит от систем трубопроводного транспорта природного газа из отдалённых районов нашей страны в центральные районы и за рубеж.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорной станции, устанавливаемые по трассе газопровода, как правило, через каждые 100 – 150 км.

Оптимальный режим работы газокомпрессорной станции в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов . Основными типами газоперекачивающих агрегатов в настоящее время являются:агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры,но наибольшее распространение получили газотурбинные установки. На магистральных газопроводах различают три основных типа газокомпрессорной станции: головные газокомпрессорной станции, линейные газокомпрессорной станции и дожимные газокомпрессорной станции.

Кроме того на газокомпрессорной станции производится очистка газа от жидких и твёрдых примесей, а также его осушка.

Объекты газокомпрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и аппараты воздушного или водяного охлаждения газа, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.
4.Технологическая схема головной компрессорной станции.
На рис. 1 изображена технологическая схема головной газокомпрессорной станции. В соответствии с этим рисунком, в состав основного оборудования входят: 1 - магистральный газопровод, 2 - кран на входе, 3 - байпасная линия, 4 - пылеуловители, 5 - газоперекачивающие агрегаты, 6 - продувные свечи, 7 - аппарат воздушного охлаждения газа, 8 - обратный клапан. Головные газокомпрессорные станции устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. Назначением газокомпрессорной станции является создание необходимого давления газа для дальнейшего транспорта по магистральному газопроводу. На газокомпрессорной станции предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

5. Подготовка газа к транспорту.
Определение параметров газовой смеси.
?см= а1*?12*?2+….+аn*?n

где а12- объёмные доли (%);

?1,?2- плотности компонентов смеси, кг/м3;
По заданным условиям:

?см= 0,82*0,717+0,08*1,344+0,05*1,967+0,05*2,494=0,91 кг/м3;
Относительная плотности газовой смеси:

?=?см / ?в=0,91 / 1,206=0,754
Определяем коэффициент сжимаемости Z=0,89
Определяем критическую температуру и давление, а так же приведенные их параметры:
Ткр1кр12кр2+…+аn*Tкрn

Ркр1кр12кр2+…+апкрп
Ткр=0,82*190,9+0,08*305,1+0,05*368,6+0,05*425,8=220,5К;

Ркр=0,82*4,65+0,08*4,95+0,05*4,4+0,05*3,6= 4,59МПа
?=Р / Ркр

?=Т / Ткр
? = 5,5 / 4,59 =1,19

?= 298 / 220,5=1,35

Вычисляем среднюю молярную массу газовой смеси:
Мср=0,01(а1122+…+апп)

Где М1,2,п –молярные массы компонентов;
Мсм=0,01(0,82*16,083+0,08*30,07+0,05*44,097+0,05*58,124)=20,6
Определяем газовую постоянную смеси:
Rcm= R / Mcm ,где R-универсальная газовая постоянная =8314,3 Дж/кмольК
Rcm=8314.3 / 20.6=403.6 Dж/кгК
Принимаем значение политропы среднее для природных газов m=1.3
6. Очистка газа от механических примесей.
Природный газ очень важно очистить от механических примесей,так как от этого зависит работа всего газопровода и газокомпрессорной станции в целом. Согласно техническим требованиям на природные газы содержание твёрдой взвеси не должно превышать 0,05 мг. На 1 м3 газа.

В оборудование для очистки природного газа входят: блоки пылеуловителей, фильтры-сепараторы, скрубберы, ёмкости сбора жидкости, включающие в себя автоматическую систему сбора конденсата.

В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители. В циклонных пылеуловителях используется центробежная сила. С уменьшением диаметра циклона увеличивается центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов).В циклонных пылеуловителях одновременно очищают газ от твёрдых частиц и жидкости. Эффективность циклонного пылеуловителя составляет 88-98 %.
Определяем количество пылеуловителей для данного проекта:

Пропускная способность циклонного пылеуловителя при давлении 3,84 МПа составляет Qпу=11,5 млн. м3/сут. Определим количество циклонных пылеуловителей:

Nпу=Q / 365*Qпу
N= 4*109 / (365*11.5*106)=0.95 = 1 шт.

Принимаем к установке пылеуловителя (один резервный).

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонном пылеуловителе появляется необходимость выполнять вторую степень очистки, в качестве которой используют фильтры-сепараторы (ФС). В фильтр-сепараторе газ с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. После газ поступает во вторую фильтрующую секцию – секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в подземные ёмкости. Для работы в зимних условиях в системах очистки газа, в нижних частях оборудования устанавливаются электрообогреватели, конденсатосборником и контрольно– измерительными аппаратурой. При перепаде давления 0.04 МПа на фильтр-сепараторе необходимо произвести замену фильтрующих элементов на новые.

7. Технологический расчёт газопровода.
7.1 Исходные данные и принцип технологического расчёта.

Расчётная пропускная способность газопровода вычисляется по формуле:

Q= Qг / (365*Кг) ,м3/сут;
Где Qг – годовая пропускная способность газопровода, Кг –коэффициент годовой неравномерности транспорта газа = 0,9.
Q= 4*109/ (365*0,9)= 11,78*106 м3/сут.
7.2 Выбор типа газоперекачивающего агрегата (ГПА):

При суточном расходе 11,78*106 м3/сут. Принимаем газоперекачивающий агрегат ГТК-6-750 с нагнетателем Н-300-1,23 ; её подача 18 млн. м3/сут.; мощность 6000 кВт; кпд 23%;номинальная частота вращения 6150.Принимаем два последовательно соединённых агрегата со степенью сжатия 1,24; начальное давление 3,6МПа,конечное 5,5МПа.
7.3 Выбор диаметра газопровода.

В данном проекте диаметр газопровода принимаем без технико-экономических сравнений вариантов, D=1020 мм.
7.4 Определение толщины стенки трубы.

Трубы изготовлены из стали 17Г2СФ, для которой номинальный предел прочности R=580 МПа, коэффициент условий работы по металлу m=0,9; коэффициент безопасности по материалу К1=1,5; коэффициент надёжности Кn=1,1

Тогда расчётное сопротивление равно:
R1 = R*m / K1*Kн = 580*0.9 / 1.5*1.1= 316,6 МПа

Толщина стенки трубы считается по формуле:
?=n*pn*D / 2*(R1+n*pn)

где n-коэффициент надёжности по нагрузке =1,15,

рн - рабочее давление =5,5 МПа,
? = 1,15*5,6*1,02 / 2* (316,6+1,15*5,6) = 10,16 мм
Принимаем к проекту по ГОСТ трубу размером 1020х10,5 мм.
Внутренний диаметр трубы Dв= 999 мм.
7.5 Определение расстояния между КС.

Рассчитываем коэффициент гидравлического сопротивления труб ? ,труба 1020 работает в квадратичном режиме, значит ? вычисляется по формуле:

? =0,03817 / Dвн0,2
?=0,03817 / 9990,2=0,0095 , с учётом местных сопротивлений ? будет на 5% больше

?=0,0095*1,05=0,0099

Расстояние между КС определяется по формуле:
L=K2*D5*(Pн2- Рк2) / ?*Z*∆*T0*Q2*1012

Где D-внутренний диаметр, Рн, Рк - начальное и конечное давление, К=3,32,Т0-температура окружающей среды =271,5 К,Q- суточный расход.
L= 3,322*9995*(5,52- 3,822) / 0,0099*0,89*0,75*271,5*11,782*1012=777,8 км;
По этой же формуле определяем длину последнего перегона приняв давление в конце перегона 2МПа:
Ln=3,322*9995(5,52- 22) / 0,0099*0,89*0,75*271,5*11,782*1012=1152 км;
Необходимое количество КС вычисляется по формуле:
N= (LLn) / L = (1200-1152) / 777.8= 1 шт.

8. Расчёт режима работы ГКС.
8.1 Определение режима работы газокомпрессорной станции:

Считаем газовую постоянную: газовая постоянная воздухаRв=278,53 Дж/кгК
R= Rв / ∆ = 278,53 / 0,75=371,3 Дж/кг К
8.2 Определяем плотность газа при условиях входа в нагнетатель первой ступени:

Tв1-температура на входе в КС,Рв1- давление на входе:
?в1 = Рв1 / Z*R*Tв1 = 3.82*106 / 0.89*371.3*298=38,79 кг/м3
8.3 Объёмная производительность первого нагнетателя:

Qв1=Q*?см / 1440*?в1 = 11,78*0,91*106 / 1440*38,79=191,7 м3/мин.
8.4 Определяем относительную частоту вращения вала нагнетателя:
Примем n1=5850 об/мин.

(n /n0) = n1 / n0*= 5000/6150*=0,89
8.5 С использованием приведённой характеристики нагнетателя рис.5.7 при έ =1,24 и приведённой частоте (n/n0)=1.08 определяем объемную производительность Qпр=220 м3/мин.
Относительная мощность, потребляемая нагнетателем и его политропический кпд при Qпр=220 м3/мин. по характеристике (рис.5.7) составляет:
(Ni /?n) =200 кВт/(кг/м3) ?пол=0,81

8.6 Фактическая производительность нагнетателя составит:
Q =Qпр*n / n0 = 220*5000 / 6150=178,8 м3/мин.
8.7 Вычисляем коммерческий расход приведенный к стандартным условиям
Qк= G / ?0=1440*Q*?вх /?0*106
?0=?воз*∆=1,206*0,75=0,904 кг/м3
Qк=1440*178,89*38,79 / 0,904*106=11,05 млн.м3/сут;
8.8 Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем:

Ni=?вх*(Ni / ?н)*(n / n0)3
Ni=38.79*200*(5000 /6150)3=4169 кВт.


8.9 Мощность на муфте привода нагнетателя равна:
Nc= Ni+Nмех =4169+100=4269 кВт
Nмех- механические потери мощности в системе газоперекачивающего агрегата для этого типа агрегатов(100кВт).

Температура газа после первого нагнетателя определяется по формуле:

Тк1= Тн1*(Ркн)m-1/m = 298*(1.321.3-1/1.3)=317.5К=44,50С.
8.10 Давление на выходе из первого нагнетателя:
Рк1= Рн1*? = 3,82*1,24=4,73 МПа
8.11 Давление на входе второго нагнетателя:
Рн2= Рк1- 0,03 = 4,73 –0,03=4,7 МПа; где 0,03 МПа потери в обвязке между нагнетателями.
?в2в2 /Z*R*Tв2 = 4,7*106 / 0,89*371,3*317,5 = 44,7 кг/м3;
8.12 Объемная производительность второго нагнетателя:
Qв2= Q*?см /1440*?в2= 166,38 м3/мин.
8.13 Устанавливаем два газоперекачивающего агрегата последовательно. Устанавливаем частоту вращения второго агрегата 5100 об./мин., относительная частота 0,95,?=1,24.По характеристике (рис.5.7) определяем объемную производительность Qпр2=270 м3/мин.; мощность потребляемую нагнетателем (Ni /?n)пр=250 кВт/кг/м3; политропический кпд ?пол=0,84; фактическая производительность Q=224 м3/мин.; коммерческий расход Qк=13,8 м3/сут.; мощность потребляемая нагнетателем Ni=5872 кВт. Мощность на муфте второго нагнетателя равна N1=5972 кВт. Давление газа на выходе второго нагнетателя:

Рк2н2*? =4,7*1,24=5,8 МПа

Температура на выходе из второго нагнетателя:

Tк2= Тн2*?m-1/m =317.5*1.241.3-1/1.3=333.6 К=600С.

9. Охлаждение газа.
Необходимость охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании он нагревается. Это приводит к увеличению вязкости газа и, соответственно, затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов.

Общий вид аппарата воздушного охлаждения показан на рис.2. Конструктивно он представляет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2…7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы выполняют оребрёнными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами аппаратов воздушного охлаждения являются простота конструкции, надёжность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).


Рис.2
10. Система маслоснабжения.
Система маслоснабжения газокомпрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную.

Общецеховая система, предназначена для приема, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную ёмкость цеха. Она включает в себя: склад ГСМ 1,помещение маслорегенирации,ёмкости для чистого и отработанного масла . В помещении склада ГСМ находится установка для очистки масла типа ПСМ-3000-1, насосы для подачи масла к потребителям, а также система маслопроводов с арматурой. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б.

Агрегатная система включает в себя: смазочную систему, систему управления и гидравлическую систему. Смазочная система включает в себя три масляных насоса 6 (главный, вспомогательный и аварийный),маслобак с напорными и сливными трубопроводами , предохранительный клапан , охладитель масла , два основных фильтра со сменными фильтрующими элементами , электроподогреватель , датчики давления, температуры и указателей уровня жидкости. Работа смазочной системы осуществляется следующим образом: после включения вспомогательного масляного насоса, масло под давлением начинает поступать из маслобака в нагнетательные линии. Основной поток масла поступает к маслоохладителям ,откуда после охлаждения поступает к основным масляным фильтрам . Дифманометр, установленный до и после фильтра сигнализирует о степени загрязнения фильтрующего элемента (при перепаде 0,8МПа происходит автоматическое переключение на резервный фильтр). Очищенное масло поступает на регуляторы давления , которые обеспечивают подачу масла на подшипники и соединительные муфты «турбина-редуктор» и «турбина-нагнетатель» с необходимым давлением. Из подшипников масло по сливным трубопровода поступает обратно в маслобак .

Так же существует система уплотнения центробежного нагнетателя основанная на использовании принципа гидравлического затвора, обеспечивающего поддержания постоянного давления масла, на 0,1-0,3МПа превышающего давление перекачиваемого газа.


11. Строительная часть компрессорного цеха.
Индивидуальное здание для газоперекачивающего агрегата ГТК-6-750 двухпролётное и имеет два отделения – газотурбинного привода и нагнетателя.

Ось агрегата располагается по поперечной оси здания. Поперечная рама каркаса двухпролётная, с пролетами 11 метров между продольными осями А и Б, и 6 метров между продольными осями Б и В. Двухпролетная рама состоит из двух крайних консольных колон и одной средней. Нижняя часть колоны выполнена из двутавра № 60 с параллельными полками, а верхняя, подкрановая часть, из того же двутавра № 40. Ригель в пролете длиной 11 м. Изготовлен из двух полуригелей – двутавров № 60 с параллельными полками, соединенных посредине с помощью сварки. Ригель в пролете длиной 6 метров выполнен из двутавра № 60 с параллельными полками с уклоном 1:11. Колонны опирают на фундамент через башмаки и закрепляют с помощью анкерных болтов М36. Ригели с колоннами закрепляются на болтах нормальной точности М24. Пять двухпролетных рам устанавливают по продольным осям здания с поперечным шагом 6 и 3 метра.

В качестве стеновых ограждающих панелей применяем панели марки АПС (алюминиевая панель стеновая). Панели марки АПС трехслойные каркасные из гнутых алюминиевых профилей, сплава марки АМГ2. Наружная и внутренняя облицовка панелей выполнена из гофрированных листов алюминиевого сплава АМГ2М. Облицовочные листы жестко скреплены с каркасом с помощью заклепок. В качестве тепловой изоляции используют полужесткие плиты из минеральной ваты.

В качестве плит покрытия зданий газокомпрессорной станции используем трехслойные панели типа СПП (стальная панель покрытия). Панели бескаркасные, состоят из двух гофрированных оцинкованных стальных листов, между которыми заложен слой утеплителя-минераловатные полужесткие плиты.

Фундаменты под газоперекачивающие агрегаты применены рамные железобетонные, состоящие из монолитной массивной фундаментной плиты, стоек и опорной рамы, на которую устанавливают перекачивающие агрегаты. Такие фундаменты рассчитаны не только на статическую, но и на динамическую нагрузку. Фундаменты данного типа бывают массивные и рамные. Их общий вид показан на рисунке 3.

Фундамент агрегата не должен жёстко соединяться со стенами здания и фундаментом под них.


Рис. 3. Фундаменты под компрессорные агрегаты.

а) с электроприводом,

б) с газотурбинным приводом.
12. Контрольно – измерительные приборы.
12.1Измерение производительности компрессорной станции.
Производительность является основным параметром, точность и надежность которого определяет многие производственные, технические и экономические характеристики работы газокомпрессорной станции.

В качестве измерительного устройства используем расходомер переменного перепада давления.

Метод измерения основан на том, что при установке в газопроводе сужающего устройства происходит частичный переход потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости, при этом статическое давление в суженном месте меньше чем давление перед местом сужения. Перепад давления в сужающем устройстве ∆Р зависит от расхода газа и пропорционален его квадрату:
Q = c

Где с – постоянный коэффициент для данного расходометра.
В качестве сужающего устройства применяется стандартная диафрагма с угловым способом отбора перепада давления.

Для измерения перепада давления ∆Р применяется мембранный дифференциальный манометр типа ДМ с токовым выходным сигналом. Расшифровка показаний выполняется ЭВМ.

Предельный перепад давления принят 1000 кг/см2. Диафрагмы устанавливаются на выходных трубопроводах D=1000 мм., длина прямого участка трубопровода перед диафрагмой L5D, L=7м.

Для расчета расхода газа используем формулу:
Q = 0.2109 ?d2
Где Q- расход газа в нормальном состоянии при t=200C; Pнор= 1,0392 кг/см2 ; влажности =0; Р- абсолютное давление измеряемого газа, кг/м2; - плотность газа в нормальном состоянии, кг/м3; Т- температура газа перед сужающим устройством, К; Z- коэффициент сжимаемости газа; ? – поправочный множитель на расширение газа; - коэффициент расхода; d –диаметр отверстия диафрагмы, мм.
Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давления и модуля m (модуль рекомендуется принимать близким к 0,2).

Диаметр трубопровода D=1000 мм. Берем диаметр диафрагмы d=700 мм, тогда модуль m=0,49. При показателе политропы 1,3 , значении =0.7 и 1- =0,998 коэффициент учитывающий сжимаемость газа ?=0,992

Коэффициент расхода определяется по табл. 6 (1) в зависимости от Rе и:

Rе=4 Qc /D

Где Qс- расход газа по газопроводу при стандартных условиях:

Rе = 2,29*108; =0,6062; ?см=0,91; Т=273+15=288К; Z=0,89; Р=5,8 МПа.
Q =0,2109*0,992*0,6062*7002*=15,44*106 м3/час
12.2 Измерение давления.
Давление измеряется с помощью датчиков давления типа ТЖИУ с выходным токовым сигналом, данные обрабатываются ЭВМ. Так же давление измеряется манометрами мембранных с профильной шкалой типа НМ-П1. Предел измерения 100 кг/см2. Для измерения давления до 40 кг/см2 используют манометры типа ОБМ1 с пределом измерения до 60 кг/см2.
12.3 Измерение температуры.
Для измерения температуры газа в трубопроводе применяем термометры типа ТСМ-275-01, с диапазоном измерений –50-1500С, с давлением среды до 6,4 МПа; с выходным токовым сигналом, данные обрабатываются ЭВМ. Термометр взрывобезопасный.

Для измерения температуры подшипников применяем термометры типа ТСП-763,диапазон измерений 0-1000С.

13. Решение генплана газокомпрессорной станции
13.1 Компоновка генплана.

Газокомпрессорные станции располагают вблизи населенных пунктов с соблюдением противопожарных и санитарных разрывов. При определении размера участка под комплекс сооружении газокомпрессорной станции учитывается перспектива его развития. Площадка газокомпрессорной станции ориентируется по розе ветров таким образом, чтобы преобладающие ветра были направлены от газокомпрессорной станции в сторону газовой обвязки (узла подключения). Газокомпрессорную станцию располагаем по одну сторону от газопровода. Для газокомпрессорной станции минимальная плотность застройки принята 40%.

От компрессорного цеха газокомпрессорной станции до следующих объектов приняты минимальные расстояния:

До аппаратов огневого нагрева газа – 18 метров;

До операторных, помещений КИПАиТ, насосных станции водоснабжения– 9 метров;

До ремонтно-механических мастерских, складов оборудования и материалов, котельных – 30 метров.

Минимальное расстояние от оси газопровода до газокомпрессорной станции 150 метров.
13.2 Водоснабжение газокомпрессорной станции.

Водоснабжение газокомпрессорной станции осуществляется из артезианских скважин, пробуренных на расстоянии 300-400 метров от забора промплощадки газокомпрессорной станции. Как правило пробуривают две скважины: основную и резервную. Из артезианских скважин вода подается насосами типа ЭЦВ в хозяйственные и противопожарные емкости, объемом от 250-500 м3. Рядом с емкостями строят насосную 2-го подъема, блочную типа АНПУ-25. В насосную монтируют хозяйственно-питьевые насосы и пожарные насосы. Хозяйственно-питьевые насосы работают круглосуточно, обеспечивая давление 0,15-0,3 МПа, пожарные насосы включаются при пожаре для повышения давления до 0,6-0,8 МПа. На газокомпрессорной станции вода расходуется на производственные, хозяйственно-питьевые и противопожарные нужды. Система производственного водоснабжения газокомпрессорной станции оборотная с охлаждением воды в градирнях. Производственной водой охлаждается смазочное масло.

Нормы расхода воды на 100 тыс. м3 газа:

Оборотной – 20 м3;

Свежей технической – 0,7 м3;

Свежей питьевой – 0,1 м3.

Для наших условий необходимо технической воды 82,46 м3, питьевой- 11,78 м3.

Промплощадка газокомпрессорной станции оборудуется подземным кольцевым противопожарным стальным водопроводом Dу=200 мм.

Объем компрессорного цеха составляет 2700 м3 , цех относится к категории А, расход воды на наружное пожаротушение 10 л/с., тогда общий объем противопожарного запаса составляет W=10*3*3,6=108 м3

Литература:


  1. СниП 2,05,06-85*.. Магистральные трубопроводы. М. Стройиздат: 1997г.

  2. СниП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. М. Стройиздат, 1997г.

  3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Уфа. ООО «ДизайнПолиграфСервис» 2002. 544с

  4. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружения насосных и компрессорных станций: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1985 - 288с

  5. А.Е. Татура «Компрессорные станции магистральных газопроводов», Учебное пособие, Ижевск, 2002г.

  6. В.Ф.Новоселов и др «Типовые расчеты по проектированию и эксплуатации газопроводов. М: «Недра», 1982

  7. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под редакцией А.К. Дерцакяна. Л.: Недра, 1977. – 519с




Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации