ГТК-10-4-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа

ГТК-10-4-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа
РЕФЕРАТ

Дипломный проект посвящен решению некоторых вопросов эксплуатации и анализу работы компрессорного цеха №5 Дюртюлинского ЛПУ МГ. В проекте приведено описание устройства и принципы работы технологического оборудования и систем автоматики. Общий объем дипломного проекта составляет 110 страниц, включая 22 таблицы, 24 рисунка и схем, 7 листов чертежей формата А1.
В технологической части дипломного проекта дано общее описание компрессорного цеха и компрессорной станции, приведены характеристики турбины и нагнетателя, изложен принцип действия основных и вспомогательных объектов компрессорной станции. Подробно рассмотрены системы смазки, охлаждения транспортируемого газа и противопомпажной защиты. В данной части приведены тепловой и гидравлический расчет участка газопровода и расчет режимов работы компрессорного цеха. Описана модернизация камеры сгорания ГТК-10-4 при помощи новых горелочных устройств.
В разделе контрольно–измерительные приборы (КИП) и автоматика рассмотрена система автоматики агрегата ГТК–10-4 А-705-15-03. Приведена функциональная схема системы, дано ее описание и принцип работы.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены аспекты безопасности чрезвычайных ситуаций, приведены схемы ликвидации последствий аварий на компрессорной станции, вредные воздействия шума, загрязняющих выбросов и выполнен расчет валовых годовых выбросов загрязняющих веществ до модернизации и после.
В экономической части приведен анализ фактических эксплуатационных расходов по компрессорным станциям ЛПУМГ. Дано сравнение основных затрат в 2000 году и в 2001 году. Приведен расчет экономической эффективности инвестиций в модернизацию камер сгорания.

Список использованных обозначений и сокращений

АВО – аппарат воздушного охлаждения;
БТПГ – блок технологической подготовки газа;
ГКС – газокомпрессорная служба.
ГП – газопровод;
ГПА – газоперекачивающий агрегат;
ГРС – газораспределительная станция;
ГТУ – газотурбинная установка;
ГЩУ – главный щит управления;
Е-2 – емкость для сбора конденсата;
КВОУ – комплексная воздухоочистительная установка;
КС – компрессорная станция;
КТП – комплектно-трансформаторная подстанция;
КВД – компрессор высокого давления;
КНД – компрессор низкого давления;
КЦ – компрессорный цех;
ЛПУ МГ – линейно-производственное управление магистральных газопроводов;
МТС – материально-техническое снабжение;
ТВД – турбина высокого давления;
ТНД – турбина низкого давления;
ЭХЗ – элетрохимическая защита;
ЭВС – электро-водосна
ВВЕДЕНИЕ.

Дюртюлинское линейное производственное управление магистральных газопроводов, созданное 15 октября 1979 года обслуживает компрессорную станцию “Москово” с 23 ГПА типа ГТК-10-4 магистральных газопроводов “Челябинск-Петровск” (КС-5), “Уренгой-Петровск” (КС-18), “Уренгой-Новопсков” (КС-18а), газопроводы с 22 газораспределительными станциями в Карманово, Дюртюлях, Яркеево, Янауле, Кушнаренково, Бураево, Карача-Елга, Нефтекамске, Кр. Холме, Калтасах, БСН, Мончарово, Телепаново, Ангасяке, Мишкино, Редькино, Нагаево, Базаново, Сейтяково, Татышлы, Челканово, Н. Сикияз.
Общая протяженность газопроводов в однониточном исполнении составляет 697.91 км.
Для обслуживания КС «Москово», линейной части магистральных газопроводов и вспомогательного оборудования в Дюртюлинском ЛПУ МГ имеются следующие линейные службы и участки:
- газокомпрессорная служба;
- линейно-эксплуатационная служба;
- группа по ЭХЗ;
- служба по профилактике и ремонту ГРС;
- служба КИП и А и телемеханике, АСУ;
- служба энерговодоснабжения;
- автотранспортное хозяйство;
- ремонтно-механические мастерские;
- служба ЖКХ;
- газовый участок;
- ремонтно-строительный участок;
- химическая лаборатория;
- функциональные службы;
- диспетчерская служба;
- служба управлением персоналом и трудовыми отношениями; .
- служба охраны труда и техника безопасности с участком по зарядке огнетушителей;
- бухгалтерия;
- участок МТС и К.
За 2000 год Дюртюлинским ЛПУ МГ было:
- перекачено газа     89 млрд.800 млн. м3;
- поставлено потребителям газа  3 млрд.222 млн. 927 тыс. м3;
- газ на собственные нужды  415 млн.556 тыс. м3;
- расход турбинного масла   141 тыс.635 кг;
- потреблено электроэнергии  12 тыс.558 кВт/час;
- потреблено воды    212.9 тыс. м3;
- потреблено ГСМ (бензин+ДТ)  242993л+397244л;

Все остановки ГПА при компримировании газа разделяются на нормальные и вынужденные. Вынужденные остановки, в свою очередь могут быть аварийными и нормальными.
Аварийная остановка, заложенная в алгоритм ГПА, служит средством, препятствующим началу повреждения или локализации начавшегося повреждения устройств или элементов ГПА. Аварийная остановка ГПА характеризуется мгновенной разгрузкой ГПА, т.е. закрытием стопорного и регулирующих клапанов и его отключением от технологических коммуникаций без вывода на рециркуляционное кольцо, а также открытием крана No5 для удаления газа из контура нагнетателя. Характер протекания процессов при аварийной остановке ГПА одинаков для остановки, выполненной эксплуатационным персоналом вручную от кнопки аварийного останова или автоматически от защит агрегата. Аварийная остановка ГПА, выполняемая от защит, является автоматической и предусмотренной заводом – изготовителем как средство обеспечения работоспособности агрегата при выходе эксплуатационных параметров за предельно допустимые значения.
Нормальные остановки (НО) подразделяются на плановые и внеплановые.
Плановые НО связаны с выводом ГПА в ремонт, на проведение ревизии и резерв по графику. Внеплановые НО связаны чаще всего с поддержанием режима работы газопровода.
Нормальные остановки ГПА (плановые, внеплановые, вынужденные) характеризуются обязательным выводом на рециркуляционное кольцо КС или группы, постепенной его разгрузкой и отключением от технологических коммуникаций. Поэтому в условиях, не являющихся аварийными, необходимо всегда проводить нормальную остановку двигателя. Газ из контура нагнетателя должен быть стравлен через кран No5.
Вынужденные нормальные остановки (ВНО) ГПА связаны с повреждением или угрозой повреждения узлов и деталей, отказами в системе регулирования и автоматики, а также выходом из строя вспомогательного оборудования и общестанционных систем обеспечения.
ВНО выполняют в следующих случаях:
-при воспламенении масла на турбине;
-при внезапном прорыве газа в помещение машинного зала;
-при появлении дыма из подшипников;
-при появлении слышимых задеваний, металлического звука внутри агрегата;
-при резком возрастании расхода масла через поплавковую камеру (уплотнение "масло – газ" нагнетателя), а также резком падении уровня масла в раме маслобака нагнетателя;
-при появлении условий, создающих угрозу безопасности обслуживающему персоналу или поломки оборудования.
При нормальной остановке ГПА эксплуатационный персонал должен проконтролировать по сигналам на щите управления: открытие крана No6 на рециркуляционном контуре, время выбега роторов с записью в суточной ведомости работы агрегата.
Для агрегата ГТК-10-4 необходимо убедиться, что при снижении частоты вращения включился пусковой маслонасос (ПМН). После остановки вала ТНД выключают МНУ, предварительно убедившись в полном закрытии кранов технологического газа, т.е. определяют время работы МНУ при остановке. На остановленном агрегате необходимо оставить в работе ПМН до тех пор, пока температура за ТНД не понизится до 80С, что обеспечивает равномерное остывание агрегата. Но если после остановки ПМН температура подшипников снова поднялась до 75С, то ПМН необходимо включить снова. Для обеспечения равномерного остывания роторов необходимо периодически валоповоротом проворачивать ротор ТВД до снижения температуры перед турбиной до 100С.
Любая аварийная остановка вызвана каким-либо отклонением в работе ГПА. Аварийная остановка агрегата производится в случаях:
-понижение масла на турбине – разрыв маслопровода;
-прорыв газов из помещения нагнетателей в машзал;
-самопроизвольное срабатывание кранов обвязки нагнетателя и турбины;
-нерасцепление муфты турбодетандера, повышение частоты вращения ротора турбодетандера до 9100-10500 об/мин;
-погасание факела в камере сгорания;
-повышение температуры газов за силовой турбиной ТНД выше допустимой;
-повышение температуры масла подшипников выше 80С;
-повышение частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше максимально допустимой;
-осевой сдвиг роторов турбины и нагнетателя на величину 0,8-1,0;
-понижение давления масла и газа в нагнетателе, т.е. "масло - газ" ниже 0,5 кг.с/см2;
-резкое падение уровня масла в раме – маслобаке.

1.11 Модернизация камеры сгорания ГПА ГТК-10-4 с установкой горелочных устройств ПСТ-90/10-20

Работы по установке горелочных устройств ПСТ-90/10-20 на камере сгорания ГТК-10-4 были выполнены в соответствии с программой работ по улучшению экологической обстановки в районах расположения компрессорных станций с целью снижения выбросов окислов азота (NOx и NO2). За счет модернизации камеры сгорания и установки горелочных устройств с предварительным смешением топлива типа ПСТ-90/10-20 были достигнуты следующие результаты:
-выбросы оксидов азота и углерода в атмосферу снизились в 3 раза;
-пуск агрегата стал более устойчивым;
-снизились выбросы сажи;
-прекратился сбор сажевых образований на центральной горелке.
Модернизация камеры сгорания позволила снизить перекос поля температуры за ТНД до 30-40 0С и привело к улучшению равномерности горения топлива в камере сгорания и повышению надежности ГПА, а также к увеличению межремонтного ресурса.