|
|
Вариант 6. реферат 6вариант. 6. Компрессорные станции магистральных газопроводов. Состав сооружений и генеральный план кс Содержание
6. Компрессорные станции магистральных газопроводов. Состав сооружений и генеральный план КС;
Содержание
Введение 3
4
1 Назначение и описание компрессорной станции 5
2 Системы очистки технологического газа на КС 9
3 Технологические схемы компрессорных станций 15
4 Генеральный план компрессорной станции 20
5 Компоновка компрессорной станции 23
Список используемой литературы 26
Введение
Развитие трубопроводного транспорта в России тесно связано с историей развития нефтяной промышленности. Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия. По темпам роста грузооборота трубопроводы намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны
Преимущества трубопроводного транспорта:
дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
возможность работы в различных климатических условиях;
возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а также большая часть продуктов их нефтепереработки.
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии.
Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.
1 Назначение и описание компрессорной станции
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рисунке 1, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Рисунок 1 - Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы
Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.
На рисунке 2 представлена принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции.
Рисунок 2 - Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На рисунке 2 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В состав основного оборудования входит:
1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу;
2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода;
3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов;
4 - установка охлаждения технологического газа;
5 - газоперекачивающие агрегаты;
6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции;
7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов;
8 - установка подготовки пускового и топливного газа;
9 - установка подготовки импульсного газа;
10 - различное вспомогательное оборудование;
11 - энергетическое оборудование;
12 - главный щит управления и система телемеханики;
13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные 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 компремирования 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. 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 компремирование 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  .
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.
Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (Р = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.
2 Системы очистки технологического газа на КС
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, представленный на рисунке 3.
Рисунок 3 - Вертикальный масляный пылеуловитель: 1 - сепараторное устройство; 2 - выходной патрубок; 3, 4, 5 - контактные и дренажные трубки; 6 - люк; 7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырек
Вертикальный масляный пылеуловитель обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.
Циклонный пылеуловитель представлен на рисунке 4.
Рисунок 4 - Циклонный пылеуловитель: 1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата
Циклонный пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.
Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.
Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей, представленный на рисунке 5.
Рисунок 5 - Фильтр-сепаратор:
1 - корпус фильтр-сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр-элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м .
Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях образуются твердые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.
С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов.
Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных сооружениях магистрального газопровода перед его раздачей потребителям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях (ГРС).
Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одоризирован. Одоризацию газа осуществляют с помощью автоматизированных установок, регулирующих расход одоранта в зависимости от расхода природного газа. Обычно норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм .
3 Технологические схемы компрессорных станций
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
охлаждения газа после компремирования в АВО газа;
вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;
подачи газа в магистральный газопровод;
транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;
схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.
Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.
На рисунке 6 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.
Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА
После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.
Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.
После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги.
После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.
После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод.
Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.
Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.
На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).
На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня.
На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.
При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду 500 с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 6А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет  10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А ( =150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.
Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.
На рисунке 7 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.
Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые "режимные" краны (№ 41-9), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.
Рисунок 7 - Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА
Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.
Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "Станционное кольцо" при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.
Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является:
схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры;
схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в "резерве", агрегаты;
при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим "кольцо" и второй агрегат;
отпадает необходимость в кранах № 3, режимных № 41- 49, а на некоторых обвязках и № 3бис;
возможны большие потери газа из-за не герметичности режимных кранов.
4 Генеральный план компрессорной станции
Под площадку компрессорной станции подбирается территория, которая не может быть использована для строительства предприятий, а также площадка, где невозможно ведение сельскохозяйственных работ. Площадь, отводимая под компрессорную станцию, определяется в соответствии с нормами отвода земель под строительство и эксплуатацию промышленных предприятий. При этом принимаются во внимание работы по рекультивации земель и обязательно учитываются резервы территории на последующее развитие компрессорной станции.
Генеральный план компрессорной станции производится следующем порядке:
зонирование территории - вся территория площадки разбивается на зоны. Внутри отдельных зон размещаются технологически взаимосвязанные объекты, имеющие одну степень пожаро- и взрывоопасности;
максимальное блокирование объектов, т. е. соединение отдельных объектов в общий блок производится с целью уменьшения территории КС и сокращение внутриплощадочных коммуникаций. Объединяются в блоки вспомогательные объекты одного функционального назначения (энергоблок, служебно-эксплутационный блок, ремонтный склад ГСМ). Вспомогательные объекты объединяются в блоки независимо от того, где они размещены, в капитальных зданиях, блок-боксах и т. д.;
сведение к минимуму санитарных и противопожарных разрывов между отдельными объектами;
обеспечение проезда ко всем объектам;
создание резервных зон для перспективного развития отдельных объектов и компрессорной станции в целом.
Горизонтальная планировка состоит в детальном размещении отдельных объектов на территории площадки. Горизонтальная планировка проводится с целью максимального уменьшения территории застройки и обеспечения обслуживающему персоналу безопасных и благоприятных условий труда.
Основные принципы проведения горизонтальной планировки:
административно-хозяйственные здания размещаются с той стороны площадки, где наиболее развиты дороги;
объекты с повышенной взрыво-пожароопасностью располагаются к другим объектам с подветренной стороны;
бытовые объекты размещаются в близи проходных;
вспомогательные объекты предусматриваются возможно ближе к основным, которые они обслуживают;
энергетические объекты максимально приближаются к объектам, потребляющих энергию, с целью сокращения протяженности электролиний, тепло- и пожароводов, газопроводов;
распределительное устройство (трансформаторная подстанция) открытого типа предусматривается на отдельной площадке, вне территории КС;
объекты и сооружения с большим статическим давлением на грунт размещаются в том месте площадки, где залегают грунты наиболее однородные, с наиболее высокой несущей способностью.
При размещении зданий и сооружений на территории площадки принимается во внимание господствующее направление ветра и стороны света, для обеспечения необходимой естественной освещенности в зданиях и сооружениях, а также надлежащей вентиляцией помещений. Кроме того, объекты размещаются таким образом, чтобы предотвратить снежные заносы на площадке.
При площадке КС более 5 га, на территории КС предусматриваются два выезда, один основной, другой резервный. Сеть дорог на территории площадки должна обеспечивать кратчайшие сообщения между объектами и позволять пожарным машинам беспрепятственно подходить к любому объекту.
Расстояние от бровки дорог до объектов не должно превышать 25 м.
Тупики дорог с петлеобразным объездом, либо перед водоемами устраиваются площадки для разворота машин, площадки не менее 12х12 м. Дороги должны иметь ширину не более 3,5-4,5 м. Предусматривается твердое покрытие дорог с уклоном к бровке 1,5-5%, для естественного отвода подводных вод.
Габаритные размеры зданий и сооружений должны быть минимальными, но достаточные по требованиям технологии. При расположении оборудования в зданиях и укрытиях, в качестве последних предпочтительно используют сборно-комплектные сооружения, где для ограждения используются обличенные конструкции.
Основная цель вертикальной планировки площадки - обеспечение объекту достаточных по несущей способности оснований и обеспечение отводе с поверхности площадки поверхностных вод. Это достигается срезкой грунтов с недостаточной несущей способностью, подсыпкой грунтов, организации рельефа площадки и т. д. При плохом водоотводе, вся территория площадки поднимается отсыпкой грунта на 0,5-0,6 м выше окружающей местности.
Отвод поверхностных вод производится с помощью системы лотков, которым придается угол наклона, обеспечивающий самотечный отвод вод.
5 Компоновка компрессорной станции
Компоновка компрессорной станции - это размещение ее сооружений на отведенной площадке; расположение производственных, бытовых и вспомогательных помещений в главном здании станции, размещение основного и вспомогательного оборудования в указанных помещениях.
Компоновка основных сооружений компрессорной станции, представлена на рисунке 8, где:
(а) сомкнутая;
(б) полусомкнутая;
(в) разомкнутая;
(г) сблокированная.
Рисунок 8 - Компоновка основных сооружений компрессорной станции: 1-производственный корпус; 2-машинный зал; 3-фильтркамера; 4-воздухосборние; 5-трансформаторная подстанция; 6-распредустройства; 7-насосная; 8-охлаждающие устройства системы воздухоснабжения; 9-вспомогательные помещения; 10-бытовые помещения; 11-склад хранения баллонов с воздухом.
Процесс выполнения компоновки проводят по стадиям:
Определение состава сооружений компрессорных станций.
Определение размеров площадей и объемов помещений, необходимых для размещения в них оборудования.
Выбор варианта компоновки основных сооружений на отведенной площадке.
Выбор варианта размещения помещений в главном здании.
Компоновка компрессоров и обеспечивающих его работу устройств в машинном зале главного здания.
Компоновка оборудования во вспомогательных и бытовых помещениях.
Наиболее целесообразна сомкнутая компоновка, обеспечивающая удобство эксплуатации при сокращении коммуникаций и стоимости строительства.
Полусомкнутая и разомкнутая компоновки применяются в тех случаях, когда на предприятии имеются недостаточно загруженные трансформаторные подстанции, охлаждающие устройства, бытовые и другие помещения производственных цехов, которые могут использоваться и для сооружаемой компрессорной станции.
После выбора варианта компоновки основных сооружений и размещения помещений в главном корпусе производят компоновку оборудования в машинном зале. Машинный зал является важнейшей частью компрессорной станции. Он размещается в одноэтажном светлом и хорошо вентилируемом помещении с огнестойкими и прочными стенами. К машинному залу обычно примыкают и непосредственно сообщаются с ним: помещения электрораспредустройств, мастерской и насосной.
В машинном зале размещаются: компрессоры с приводными двигателями, охладители воздуха, небольшие масловодоотделители и другое вспомогательное оборудование.
Помещение машинного зала должно позволять так разместить оборудование, чтобы обеспечить нормальные условия для его обслуживания, а также для производства ремонта и замены компрессоров без нарушения эксплуатации соседних элементов и агрегатов. Компрессорные агрегаты обычно устанавливают в один ряд, так чтобы их продольные оси были перпендикулярны продольной оси машинного зала.
Список используемой литературы
Синицын С.Н., Барцев И.В., Леонтьев Е.В. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетателей. М.: Недра, 1967, В кн.: Транспорт и хранение газа (Труды ВНИИГАЗа, вып. 29/37).
Альбом приведенных газодинамических характеристик и центробежных нагнетателей. Союзоргэнергогаз. ВНИИГАз, М.,1985. 87.
Определение нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП-51-1-85. М.: 1985. 202 с.
Берман Р.Я., Панкратов В.С. Автоматизация систем управления магистральными газопроводами. Л.: Недра, 1978. 159 с.
Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. расчеты систем транспорта газа с помощью вычислительных машин М.: Недра, 1971. с.
Golianov A., Benmounah O. Choix des turbines a gaz dans le transport des hydrocarbures par canalisation.// Гольянов А., Бенмунах О. Выбор газовой турбины при транспорте углеводородов по трубопроводам/ Exposs du Seminaire National sur Expoitation et de la Maintenance des Turbines gaz. I.N.H. Boumerdes, 1987.
|
|
|
Скачать 0.57 Mb.