Насосные компрессорные станции реферат

Обновлено: 04.07.2024

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.

Вложенные файлы: 1 файл

Компрессорные станции первый реферат.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Московский вечерний факультет

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 так же 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 и т.п.

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.

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой виды привода. Именно поэтому в настоящей работе автор, исходя из опыта своей практики, основное внимание уделил рассмотрению особенностей использования на КС газотурбинного вида привода.

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить прежде всего работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

НАЗНАЧЕНИЕ И ОПИСАНИЕ КС

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, как отмечалось выше, 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 рис. 1, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Рис. 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.

Рис. 2. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

На рис. 2 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком 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 = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.

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 ( = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

Казанский Государственный Технологический Университет им. Кирова.

Для современной промышленности характерно соединение заводов в крупные

специализированные комплексы – производственные объединения. В составе таких

объединений, располагающих мощной финансовой базой, возможность организации

специальных конструкторских бюро, крупномасштабных испытательных стендов,

исследовательских лабораторий д ля разработки важнейших проблем отрасли. Это

относится и непосредственно и к области насосного и компрессорного

машиностроения. Поэтому теоретические и экспериментальные исследования,

направленные на усовершенствование рабочих процессов и повышение КПД машин

этого вида, имеют очень большое значение в наше время.

Насосами называются машины, служащие для перекачки и создания напора

жидкостей всех видов, механической смеси жидкостей с твердыми и коллоидными

веществами и газов. Следует заметить, что машины для перекачки и создания

напора газов (газообразных жидкостей) выделены в отдельные группы и получили

Насосы в настоящее время являются самым распространенным видом машин.

а) центробежные, у которых перекачка и создание напора происходят вследствие

центробежных сил, возникающих при вращении рабочего колеса;

б) осевые (пропеллерные) насосы, рабочим органом у которых служит лопастное

колесо пропеллерного типа. Жидкость в этих насосах перем ещается вдоль оси

в) поршневые и скальчатые насосы, в которых жидкость перемещается при

возвратно-поступательном движении поршня или скалки. К этой группе можно

отнести простейший вид поршневых насосов - диафрагмовые насосы, у которых

рабочим органом служит резиновая или кожаная диафрагма, совершающая

г) тараны, работающие за счет энергии гидравлического удара;

д) струйные насосы, в которых перемещение жидкости осуществляется за счет

энергии потока вспомогательной жидкости, пара или газа;

е) эрлифты (воздушные водоподъемники), в которых рабочим телом является

Насосы, применяемые в различных производственных установ ках, должны

выполнять одну, две или все три перечисленные функции. Насосная установка

состоит из собственно насоса 3; резервуара 5, из которого насос всасывает жидкость

при пом ощи всасывающего трубопровода 4; напорного резервуара 2, в который

подается жидкость с помощью нагнетательного трубопровода 1.

Расходом или подачей насоса Q называют объемное количество жидкости,

подаваемое насосом в единицу времени в нагнетательный трубопровод.

Следовательно, под расходом понимают то количество жидкости, которое получает

потребитель. В действительности, через рабочие органы насоса, его проточную часть

проходит большее количество жидкости Q 0 , которое учитывает объемные потери

жидкости, например, через сальниковое или другое уплотнения.

Манометрическим называют напор, создав аемый насосом для преодоления

геометрической высоты всасывания Z 1 и высоты нагнетания Z 2 , для преодоления

разности давлений на концах трубопровода р 2 - p 1 , т.е. разности м ежду внешним

давлением над поверхностью жидкости в нагнетательном резервуаре р 2 и внешним

давлением на поверхности жидкости во всасывающем резервуаре р 1 . Кроме того,

манометрический напор затрачивается на преодоление гидравлических

сопротивлений трубопроводов насосной установки на всасывающей линии h’ w и

нагнетательной линии h’’ w . Поэтому манометрический напор, создаваемый

Одним из основных параметров работы насоса является расход мощности N, т. е.

количество затрачиваемой насосом энергии для подъема, перемещения и нагнетания

Различают теоретическую мощность N T , т. е. такую, которую необходимо было

бы затратить для подачи жидкости, преодолевая необходимый м анометрический

напор при полном отсутствии потерь энергии в самом насосе.

Очевидно, теоретическая мощность (кВт) определяется величиной

В действительности, полная мощность, затрачиваемая двигателем, т. е. мощность

на валу насоса или эффективная мощность N больше теоретической N> N T . Поэтому

отношение N T :N всегда меньше единицы. Это отношение показывает, какая часть из

всей использованной насосом энергии затрачивается полезно. Вследствие этого

указанное отношение принято называть общим коэффициентом полезного действия

Поршневые насосы относятся к числу объемных насосов, в которых перемещение

жидкости осуществляется путем ее вытеснения из неподвижных рабочих камер

вытеснителями. Рабочей камерой объемного насоса называют ограниченное

пространство, попеременно сообщающееся со входом и выходом насоса.

Вытеснителем называется рабочий орган насоса, который совершает вытеснение

жидкости из рабочих камер (плунжер, поршень, диафрагма).

Классифицируются поршневые насосы по следующим показателям:

1) по типу вытеснителей: плунжерные, поршневые и диафрагменные;

2) по характеру движения ведущего звена: возвратно-поступательное движение

ведущего звена; вращательное движение ведущего звена ( кривошипные и

3) по числу циклов нагнетания и всасывания за один двойной ход: одностороннего

4) по количеству поршней: однопоршневые; двухпоршневые; многопоршневые.

Насос простого действия . Схема насоса простого действия изображена на рис. 1.

Поршень 2 связан с кривошипно-шатунным механизм ом через шток 3 , в результате

чего он совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре 1 . Поршень при

ходе вправо создает разрежение в рабочей камере, вследствие чего всасывающий

клапан 6 подни мается и жидкость из расходного резервуара 4 по всасывающему

трубопроводу 5 поступает в рабочую кам еру 7 . При обратном ходе поршня (влево)

всасывающий клапан з акрывается, а нагнетательный клапан 8 открывается, и

Так как каждому обороту двигателя соответствует два хода поршня, из которых

лишь один соответствует нагнетанию, то теоретическая производительность в одну

Для повышения производительности поршневых насосов их часто выполняют

сдвоенными, строенными и т.д. Поршни таких насосов приводятся в действие от

Действительная производительность насоса Q м еньше теоретической, так как

возникают утечки, обусловленные несвоевременным закрытием клапанов,

неплотностями в клапанах и уплотнениях поршня и штока, а также неполнотой

Отношение действительной подачи Q к теоретической Q

Объемный КПД - основной экономический показатель, характеризующий работу

Рис. 2. Схема поршневого насоса с дифференциальным поршнем

Дифференциальный насос . В дифференциальном насосе (рис. 7.5) поршень 4

перемещается в гладко обработанном цилиндре 5. Уплотнением поршня служит

сальник 3 или малый зазор со стенкой цилиндра. Насос имеет два клапана:

всасывающий 7 и нагнетательный 6, а также вспомогательную камеру 1. Всасывание

происходит за один ход поршня, а нагнетание за оба хода. Так, при ходе поршня

влево из вспомогательной камеры в нагнетательный трубопровод 2 вытесняется

объем жидкости, равный ( F - f )l ; при ходе поршня вправо из основной камеры

нагнетательный трубопровод будет подан объем жидкости, равный

т.е. столько же, сколько подается насосом простого действия. Разница лишь в

том, что это количество жидкости подается за оба хода поршня, следовательно, и

Насос двойного действия . Более равномерная и увеличенная подача жидкости, по

сравнению с насосом простого действия, может быть достигнута насосом двойного

действия (рис. 3), в котором каждому ходу поршня соответствуют одновременно

процессы всасывания и нагнетания. Эти насосы выполняются горизонтальными и

вертикальными, причем последние наиболее ком пактны. Теоретическая

Насосы представляет собой мембрану, поршнем,XXXXXXXXXXX выполненную из

эластичного материала (резины, кожи, ткани, пропитанной лаком, и др.).

Мембрана отделяет рабочую камеру от пространства, в которое жидкость не

В диафрагменном насосе, представленном на рисунке 6, а, клапанная коробка с

всасывающим 4 и нагнетательным 5 клапанами расположена отдельно, а прогиб

диафрагмы 3 осуществляется благодаря возвратно-поступательному движению

плунжера 2 в цилиндре насоса 1, заполненном специальной жидкостью.

Диафрагменные насосы подобного типа часто применяются для перекачки

жидкостей, загрязненных различными прим есями (песком, илом, абразивными

материалами), а также химически активных жидкостей и строительных растворов.

Рис. 4. Схемы диафрагменного насоса с плунжерным приводом диафрагмы

Диафрагму можно приводить в движение не только с помощью плунжера, но и

1) числу колес (одноколесные многоколесные); XXX кроме XX того,XXX одноколесныеXXX

насосы XX выполняют XXX с консольным расположением вала – консольные;

2) напору (низкого напора до 2 кгс/см2 (0,2 МН/м2), среднего напора от 2 до 6

кгс/см2 (от 0,2 до 0,6 МН/м2), высокого напора больше 6 кгс/см2 (0,6 МН/м2));

3) способу подвода воды к рабочему колесу (с односторонним входом воды XXX на XX

рабочееXXX колесо,XXX с XX двусторонним XX входом XXX водыXXX (двойного всасывания));

5) способу разъема корпуса (с горизонтальным разъемом корпуса, с вертикальным

6) способу отвода жидкости из рабочего колеса в спиральный канал корпуса XX

(спиральныеXX и X турбинные).XX ВXX спиральных X насосахXX жидкость отводится

непосредственно в спиральный канал; в турбинных жидкость, прежде X чем X

попастьXX вX спиральный X канал,XX проходитX через специальное устройство –

направляющий аппарат (неподвижное колесо с лопатками);

7) степени быстроходности рабочего колеса (тихоходные, нормальные,

8) роду перекачиваемой жидкости (водопроводные, канализационные, кислотные и

9) способу соединения с двигателем (приводные (с редуктором или со шкивом),

непосредственного соединения с электродвигателем с помощью муфт). Насосы со

шкивным приводом встречаются в настоящее время редко.

Основными частями центробежного насоса (рис. 5) являются: корпус 6 насоса со

всасывающим 1 и нагнетательным 3 патрубками. Внутри корпуса имеется рабочее

колесо 4, жестко посаженное на вал 2. В корпусе вокруг раб очего колеса

Корпус насоса с патрубками служит для подхода жидкости к рабочему колесу и

для отвода жидкости после воздействия на нее рабочего колеса в нагнетательный

трубопровод. При вращении рабочее колесо своими лопастями непосредственно

воздействует на жидкость, а также создает внутри насоса поле центробежных сил за

Обычно рабочее колесо центробежного насоса (рис. 6) представляет собой два

диска: один плоский со втулкой, а второй имеет вид широкого кольца 2. Между

дисками смонтированы лопасти 3 рабочего колеса, образующие расширяющиеся

каналы. В центральной части колеса имеется втулка 4, при помощи которой оно

монтируется на валу, Все перечисленные элементы рабочего колеса изготовляются в

Принцип работы центробежного насоса состоит в следующем. При пуске корпус

насоса должен быть заполнен капельной жидкостью. При быстром вращении

рабочего колеса его лопасти оказывают непосредственное силовое воздействие на

частицы ж идкости. Кроме того, создается поле центробежных сил в жидкости,

находящейся в межлопастном пространстве рабочего колеса. Таким образом,

жидкость, подвергаясь силовому воздействию лопастей рабочего колеса, с большой

скоростью перемещается от центра к периферии, освобождая межлопастные каналы

рабочего колеса. Поэтому в центральной части рабочего колеса давление снижается

и под действием внешнего, чаще всего атмосферного давления, жидкость входит во

всасывающий патрубок и вновь подводится к центральной части рабочего колеса.

Жидкость, выходящая из каналов рабочего колеса по его выходному диаметру,

попадает в межлопастное пространство неподвижного направляющего аппарата. В

направляющем аппарате жидкость, имеющая большую скорость, как бы тормозится

и ее кинетическая энергия частично преобразуется в потенциальную энергию

давления в благоприятных условиях течения через плавно изм еняющиеся каналы.

Если направляющий аппарат отсутствует, то преобразование кинетической энергии

потока в потенциальную энергию давления происходит в спиральном корпусе насоса

Спиральная форма корпуса насоса и эксцентричное расположение в нем рабочего

колеса обусловлены следующим. В корпусе насоса по направлению вращения

рабочего колеса собирается все больший объем жидкости, выходящей из

межлопастных каналов. Вся эта жидкость направляется к нагнетательному патрубку

и отводится в нагнетательный трубопровод. Спиральная форма обеспечивает

увеличение внутреннего объема корпуса насоса, примерно пропорциональное

количеству жидкости, направляющейся к нагнетательному патрубку. Поэтому

скорость жидкости, проходящей через корпус насоса, во всех сечениях примерно

Очень часто нагнетательный патрубок насоса имеет вид диффузора. В этом

случае преобразование кинетической энергии в потенциальную продолжается и при

движении жидкости через нагнетательный патрубок. В принципе, при отсутствии

специального направляющего аппарата, преобразование кинетической энергии,

приобретенной жидкостью в рабочем колесе центробежного насоса, д олжно

Как известно, коэффиц иент быстроходности ns характеризует в некоторой

Исходя из этого, можно полагать, что основные параметры работы лопастного

насоса — подача Q, напора N и частота вращения рабочего колеса n - определяют

С увеличением подачи насоса и частоты вращения рабочего колеса, при

уменьшении напора коэффициент быстроходности насоса растет. Вместе с этим

Добыча драгоценных природных ресурсов Земли может представляет некоторые проблемы даже с развитием современных технологий. С появлением первых воздушных компрессоров с механическим приводом в начале 1800-х годов горнодобывающая промышленность в значительной степени выиграла от совершенствования систем сжатого воздуха, с помощью которых повысилась эффективность добычи ресурсов. Из-за опасностей работы под землей, сжатый воздух является бесценным источником энергии для применяемого там оборудования.

Компрессорные станции - это комплекс сооружений и оборудования для повышения давления газа при его добыче, транспортировке и хранении . В данной работе мы рассмотрим назначение компрессорных станций, историю, производителей, а также рассмотрим конкретную модель КС и ее характеристики.

Назначение компрессорных станций

Компрессор (от лат. compressio – сжатие) – машина, предназначенная для преобразования механической энергии вращающегося вала в энергию сжатого потока газа.

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 трассы газопровода устанавливаются компрессорные станции.

История создания КС

Когда мы говорим “компрессор”, мысленно, перед нами возникает что-то современное, мощное, технически “продуманное” оборудование. Однако, как ни парадоксально, но люди работают с компрессорами тысячелетия. Современные воздушные компрессоры имеют мало общего с теми устройствами, которые использовали древние люди для сжатия воздуха. Тем не менее, основной принцип работы остался тем же самым, и без примитивного древнего компрессора вряд ли человеческая цивилизация развилась бы до современного уровня. Первым компрессором в какой-то степени можно назвать кузнечные меха. Они использовались для повышения температуры горения в печи. С помощью кузнечных мехов сжатый воздух подавали в печь и повышали температуры горения. Это позволяло людям выковывать более прочный и крепкий металл для инструментов и оружия. Большинство современных людей скажут, что кузнечные меха не имеют ничего общего с компрессорами, но это именно то, чем они являются.

Рисунок 1 – Кузнечные меха

Кузнец раздвигал ручки мехов, открывая запорный клапан и впуская окружающий воздух в камеру мехов, затем с помощью мускульной силы, кузнец сжимал ручки мехов, и сжимаемый воздух подавался в печь через маленькое отверстие на конце мехов, создавая высокую температуру и плавя руду меди, олова, свинца или железа. Меха и до сих пор используются в различных сферах деятельности. Так, например, многие церковные органы работают с помощью мехов, который практически остается неизменным, как и тысячу лет назад. Или в медицине – аппарат для искусственной вентиляции легких.

В середине XVIII века немецкий физик Отто фон Герике открыл, что воздух имеет упругость. А вслед за этим доказал существование пустоты, то есть вакуума. Чтобы получить вакуум, он использовал поршневой насос собственного производства: в 1650 году Герике собрал прообраз машины, которую в последствии назовут поршневым компрессором. В этой машине использовалась одна ступень сжатия.

Рисунок 2 – Поршневой насос Герике

До этого, использование метода сжатия с помощью мускульной энергии человека или животного сильно ограничивало применение компрессоров. Однако, совершенствованию компрессоров в XVIII и XIV веках способствовала промышленная революция, развитие горнорудной промышленности и металлургии.

Во второй половине XVIII века в Англии Вилькинсон разработал и запатентовал двухцилиндровый поршневой компрессор, а Уатт изобретает к нему паровой привод.

В 30-х годах XIV века во Франции появились компрессоры со ступенями сжатия, но без промежуточных охладителей. В 1849 году конструктором Ратеном из Германии была предложена идея создания многоступенчатого компрессора с межступенчатыми охладителями.

Вплоть до конца 19 века поршневые компрессоры безраздельно царят в сегменте воздуходувных промышленных машин.

В 1932 г. шведский инженер Линсхольм смог реализовать идею винтового компрессора в жизнь. Принцип работы такого компрессора заключался в том, что воздух нагнетали два винта.

Рисунок 3 – Винтовой компрессор

Они были введены друг в друга. Один из них – ведущий “ротор-винт” имел четыре витка, у ведомого их было шесть. Сжатие воздуха происходило в пространстве между витками винтовой пары и стенками внешнего корпуса, поэтому все внутренние элементы камеры винтового компрессора имели максимальную точность. Сама камера была заполнена маслом, которое сводило к минимуму зазоры, перегоняло воздух и смазывало рабочие элементы. Данный принцип работы используется и по сей день в современных винтовых компрессорах.

В качестве источника энергии для сжатия воздуха в компрессорах в наши дни уже не используют мускульную энергию человека или паровой двигатель. Благодаря развитию электродвигателей и двигателей внутреннего сгорания, они стали использоваться для сжатия воздуха в компрессорах, что в разы повысило эффективность и расширило область применения компрессорного оборудования.

На сегодняшний день при сохранении общих принципов работы как поршневых, так и винтовых компрессоров наблюдается уменьшение их размеров с одновременным увеличением мощности. Это позволило компрессорам тесно войти в нашу жизнь и стать незаменимым помощником во всех сферах деятельности человека: от промышленного производства до аппаратов искусственного дыхания, когда из простой воздуходувки компрессор превращается в современную систему искусственного дыхания, призванную спасти человеческую жизнь.

Устройство компрессорных станций

Компрессорные станции бывают нескольких видов: передвижные воздушные компрессоры, воздушные стационарные компрессоры и компрессоры по назначению – промышленные и бытовые.

Широкое применение компрессорные станции получили в промышленных работах. Они незаменимы в буровых установках горнорудной и угольной промышленностях, нефтеобрабатывающих предприятиях, пищевой промышленности, медицине, и прочих сферах промышленной деятельности.

Компрессорные станции на магистральных газопроводах находятся, как правило, на расстоянии 100–150 километров друг от друга. В зависимости от числа ниток газовых магистралей станция может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов с разными типами и количеством газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Также в составе компрессорной станции — установки очистки и воздушного охлаждения газа. Работу оборудования КС обеспечивают технологические газопроводы с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемы, установки подготовки пускового, топливного и импульсного газа, системы энерговодоснабжения, связи, электрохимзащиты, пожаротушения и другие.

Рисунок 4 – Устройство типовой КС

Технология транспорта газа , как правило, предполагает соединение компрессорных цехов специальными перемычками на входе и выходе станции.

Распространенные производители КС

Рассмотрим наиболее распространенных производителей компрессорных станций в России.

"Челябинский компрессорный завод" образован в 1999-м г. в Челябинске. Профильная деятельность – изготовление установок для сжатия воздуха. Компания предлагает компрессоры: винтовые, поршневые, центробежные, безмасляные, газовые и пр. изделия. Завод предлагает трамбовки, фильтры очистки сжатого воздуха, шланговые моечные установки, шлифовальные машинки. Основные заказчики — ОАО РЖД, НК РОСНЕФТЬ, НК ТАТНЕФТЬ, АК АЛРОСА, БК ЕВРАЗИЯ, ФГУП "Уралтрансмаш", АО НК "Казахстан Teмir Жолы", ОАО "Навойский ГМК". Продукция экспортируется в Казахстан, Узбекистан, Киргизию, Беларусь, Монголию.

Компания ТЕГАС (Краснодар) производит и реализует компрессорное, холодильное и газоразделительное оборудование. Сотрудники компании – опытные специалисты, благодаря которым компания развивается, расширяя ассортимент и внедряя новые технологии.

Тегас предлагает автомобильные газонаполнительные компрессорные станции АГНКС, адсорбционные азотные установки ТГА, кислородные установки, азотные установки и станции, бустеры на оппозитной базе, водородные станции, воздушные винтовые компрессоры, воздушные компрессорные станции и установки, воздушные поршневые компрессоры, запчасти на компрессорное оборудование нашего и стороннего производства, компрессоры без смазки, сжатие кислорода, для сжатия газов, передвижные, мобильные кислородные станции, станции утилизации ПНГ, стационарные мембранные кислородные установки, углекислотные компрессоры, улекислотные установки УВЖС. Основные заказчики — Газпром, Роснефть, Сургутнефтегаз, Лукойл, Vietsovpetro, Saudi Aramco, Интергаз Центральная Азия, Беларусьнефть, ТНК-BP. Продукция экспортируется в Казахстан, Беларусь, Узбекистан, Азербайджан, Таджикистан, Армению, Саудовскаю Аравию, Вьетнам, Кубу.

АГНКС – 760

АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция.

Рисунок 5 – АГНКС-760

Сердцем компрессорной установки является дожимной компрессор 4ГМ2,5 с горизонтально расположенными оппозитными цилиндрами, приводимый в действие электродвигателем с прямой передачей. После каждой ступени сжатия газ охлаждается и проходит через влагомаслоотделитель. Компрессор относится к классу компрессоров объемного действия, подающих газ из пространства низкого давления в пространство более высокого давления путем периодически повторяющихся увеличений и уменьшений рабочих полостей цилиндров.

При увеличении объема рабочая полость сообщается с всасывающим трубопроводом и производит всасывание газа. При уменьшении объема замкнутый в ней газ подвергается сжатию и затем вытесняется в нагнетательный трубопровод. Компрессор состоит из базы 4ГМ2,5 и присоединенных к базе цилиндро-поршневых групп. В состав базы входят картер в сборе с валом коленчатым, детали и узлы кривошипно-шатунного механизма, блок смазки.

Блок осушки газа для работы в составе АГНКС устанавливается после выходных трубопроводов компрессора и обеспечивает осушку и регенерацию газа производительностью до 2000 м3/час. Цикл осушки газа в одном адсорбере длится 8 часов.

шкаф дистанционного управления с электрооборудованием, установленный в операторской;
местных – панели ручного управления оборудованием станции АГНКС и панели КИП, установленных в установке.

Компенсатор давления предназначен для хранения сжатого природного газа на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях АГНКС с рабочим давлением 250 бар и служит для сглаживания неравномерности потребления газа при заправке автомобилей и создания запаса природного газа.

Рисунок 6 – Блок бокс АГКНС-760

Удобство эксплуатации - для монтажа станции достаточно произвести её подключение к газовой и электрической сети. Вода для технологических целей не применяется;
Совместно с системами подготовки газа оборудование АГНКС может устанавливаться на малодебитных газовых скважинах местного значения, скважинах по добыче шахтного метана из угольных пластов и нефтяных скважин с попутным метаном;
Работа станции полностью автоматизирована. Система автоматики обеспечивает контроль параметров станции, автоматическое включение и выключение, а также автоматическое отключение станции при выходе параметров за допустимые пределы;

Заключение

ГОСТ

Проектирование насосных станций

Насосная станция – это комплексная система, которая предназначена для перекачки жидкостей из одного пункта в другой.

Процесс проектирования насосной станции в нефтегазовой отрасли подразумевает проведение ряда инженерно-математических расчетов, данные для которых были получены при более ранних исследованиях или установлены технологическим отделом предприятия. Целью данных расчетов является определение насосного оборудования, которое будет использоваться на месторождении. Такие расчеты состоят из нескольких этапов:

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции. Данный расчет может производиться двумя способами: по номинальной подаче и по рабочему давлению.
Расчет плотности добываемой нефти.
Расчет вязкости добываемой нефти.
Расчет рабочего давления.

Выбор насосного оборудования по номинальной подаче подразумевает расчет его часовой производительности и подбор соответствующего оборудования, расчет производится по формуле:

$Q = (G • k) / (24 • N • p) • 10^9$, где:

$G$ – годовая производительность нефтепровода;
$k$ – коэффициент неравномерности перекачки;
$N$ – число рабочих дней в году;
$p$ – расчетная плотность перекачиваемой нефти.

При втором способе определения насосного оборудования сначала высчитывают рабочее давление, под которое позже и подбирается все оборудование. Данное уравнение имеет следующий вид:

$Р = p * g * (h + m * j) * 10^ ≤ P_$, где:

$р$ – плотность перекачиваемой нефти;
$g$ – ускорение свободного паления;
$h, j$ – напоры на подпорном и магистральном нефтепроводе;
$Р_$ – допустимое давление, которое может выдержать арматура.

Проектирование компрессорных станций

Компрессорная станция – это подвижная или неподвижная установка, которая предназначена для получения сжатых газов.

Готовые работы на аналогичную тему

Процесс проектирования компрессорных станций аналогичен процессу проектирования насосных станций и состоит из следующих этапов:

Подбор основного оборудования компрессорного цеха.
Расчет режима работы компрессорной станции.
Подбор основного оборудования компрессорной станции.
Разработка технологической схемы компрессорной станции.

Основным оборудованием компрессорного цеха являются газоперекачивающие агрегаты, количество которых определяется по формуле:

$Q_$ – производительность компрессорной станции;
$Q$ – производительность нагнетателей.

Расчет режима работы компрессорной станции заключается в определении мощности нагнетателя ($Nн$) и мощности, которую развивает приводящий двигатель ($Nд$). Для успешной работы компрессорной станции в этом случае должно выполняться следующее условия:

Разработка технологической схемы осуществляется после завершения всех необходимых инженерно-математических расчетов, так как основывается на их результатах.

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

Насосные станции нефтегазовой отрасли классифицируются по назначению (для транспортировки нефти, для закачки воды в пласт и для функционирования пунктов сбора нефти) и по типу применяемого насоса. На нефтегазовых месторождениях распространение центробежные, роторные и поршневые. Центробежные применяются при большом объеме перекачки и там, где не требуются большие напоры. Роторные насосы используются для перекачки нефти повышенной вязкости и при большой производительности насосной станции. Поршневые насосы применяются для перекачки нефти с содержанием парафина от 15 процентов.

Пример технологической схемы насосной станции с центробежным погружным насосом на нефтяном месторождении изображен на рисунке ниже.

Рисунок 1. Пример технологической схемы насосной станции с центробежным погружным насосом. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Установка насосной станции опускается в скважину на глубину, где отбор пластовой жидкости будет оптимальным (согласно расчетам). Насос монтируется на насосно-компрессорную трубу, по ней и осуществляется подъем жидкости на поверхность. Кабель, питающий двигатель насоса, также крепится к этим трубам специальными хомутами. Также по нему передаются различные сигналы с датчиков на станцию управления.

По виду выполняемых работ компрессорный станции могут быть головные (осуществляют повышение давления добываемого газа до установленного), линейные (предназначены для компенсации потери давления газа на предыдущем участке), компрессорные станции подземных хранилищ (служат для отбора и закачки газа в хранилищах).

Технологическая схема компрессорной станции состоит из установок воздушного охлаждения, компрессорных цехов, установок очистки газа. Работа всего оборудования компрессорной станции осуществляется благодаря трубопроводам с системой электроснабжения, системой подготовки газа, с разнообразной арматурой. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции изображена на рисунке.

Рисунок 2. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – установка очистки газопровода; 2 – установка очистки газа; 3 – газоперекачивающий агрегат; 4 – обратный клапан; 5 – установка охлаждения газа.

Читайте также: