Введение 12
1. Обзор литературы 16
2. Анализ факторов аварийности газоперекачивающих агрегатов 21
компрессорных станций газопровода № 1
3. Характеристика компрессорных станций газопровода № 1 27
3.1 Характеристика параметров работы и технологического 27
оборудования компрессорных станций
3.2 Схема подключения компрессорных станций к газопроводу 31
3.3 Общие сведения о работе современных электроприводных 34
компрессорных станций
4. Конструктивные особенности электроприводного 40
газоперекачивающего агрегата типа ЭГПА
4.1 Назначение, состав и компоновка электроприводного 40
газоперекачивающего агрегата типа ЭГ1
4.2 Описание составных частей электроприводного 41
газоперекачивающего агрегата типа ЭГПА|
4.2.1 Нагнетатель 41
4.2.2 Асинхронный электродвигатель 43
4.2.3 Преобразователь частоты 44
4.2.4 Система автоматического управления 46
4.2.5 Система электроснабжения оборудования 47
электроприводного газоперекачивающего агрегата типа ЭГПАЦ
4.3 Устройство и работа составных частей электроприводного 48
газоперекачивающего агрегата типа ЭГПА|
4.3.1 Нагнетатель 48
4.3.2 Трехфазный асинхронный двигатель 56
4.3.3 Преобразователь частоты 59
4.3.4 Система автоматического управления 61
4.4 Технология эксплуатации электроприводного 64
газоперекачивающего агрегата типа ЭГПА|
4.4.1 Общие положения 64
4.4.2 Подготовка агрегата к работе 66
4.4.3 Порядок запуска, останова, вывода агрегата в ремонт 68
5. Расчетная часть 74
Анализ возможных путей повышения эксплуатационной надежности электроприводных газоперекачивающих
агрегатов
Изм Лист Ф.И.О. Подп. Дата
Разраб. Быков Р.С. 01.06.16 Оглавление Литера Лист Листов
Руков. Чухарева Н.В. 01.06.16 ДР 10 135
Консульт. Кафедра транспорта и хранения нефти и газа Группа 2Б2А
Зав. каф. Рудаченко А.В 01.06.16
5.1 Параметры работы и основные характеристики центробежного 74 нагнетателя
5.2 Расчет ограничений по мощности асинхронного 76
электродвигателя электроприводного газоперекачивающего агрегата ЭГПА|
5.3 Расчет показателей центробежного нагнетателя 77
6. Кинетическая поддержка электроприводного газоперекачивающего 82 агрегата ЭГПА при возмущениях внешнего электроснабжения
6.1 Описание работы функции кинетической буферизации 84
6.2 Опробование алгоритма защиты электроприводного 87
газоперекачивающего агрегата ЭГПА| по сигналу о переходе ПЧ в режим кинетической буферизации
7. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и 92
ресурсосбережение
7.1 Введение 92
7.2 SWOT-анализ кинетической поддержки электроприводного 92
газоперекачивающего агрегата ЭГ1
7.3 Оценка готовности проекта к коммерциализации 94
7.4 Формирование плана и графика работы 96
7.5 Формирование бюджета затрат на создание и введение функции 98 кинетической поддержки ЭГПА
7.6 Определение экономической эффективности проекта 103
8. Социальная ответственность 106
8.1 Введение 106
8.2 Производственная безопасность 107
8.2.1 Анализ вредных производственных факторов и 108
обоснование мероприятий по их устранению
8.2.2 Анализ опасных производственных факторов и 114
обоснование мероприятий по их устранению
8.3 Экологическая безопасность 119
8.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 122
8.5 Правовые и организационные вопросы обеспечения 123
безопасности
Заключение 126
Список публикаций 127
Список использованных источников 128
Приложения 135
Основные месторождения газа Западной Сибири расположены на
значительном расстоянии от крупных потребителей. Транспортировка газа к
ним осуществляется по магистральным газопроводам. Для обеспечения
оптимального давления и заданного расхода в магистральном газопроводе
установлены компрессорные станции.
Компрессорная станция является составной частью магистрального
газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной
способностью за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью
газоперекачивающих агрегатов.
КС позволяет регулировать режим работы газопровода при сезонных
колебаниях потребления газа, максимально используя при этом
аккумулирующую способность газопровода [1].
Для осуществления заданных объемов перекачки транспортируемой
среды основным оборудованием является газоперекачивающий агрегат.
Газотранспортные предприятия эксплуатируют электроприводные и
газотурбинные привода для ГПА. По данным [2], доля агрегатов с
газотурбинным приводом составляет 86,5 %, с электрическим – 13 %.
В настоящее время ПАО «Газпром» реализует комплексную программу
по реконструкции и техническому перевооружению объектов транспорта газа
на 2016 – 2020 годы. Одним из направлений указанной программы является
повышение надежности работы и эффективности компрессорных станций с
электроприводными ГПА, обеспечивающим бесперебойную поставку
природного газа.
Надежность, долговечность, безаварийность оборудования КС зависят отВведение
Лист
13
Изм Лист № докум Подп. Дата
его характеристик, что напрямую связано со спецификой газотранспортной
сети, объемом и качеством перекачиваемой среды и условий эксплуатации.
Статистические данные газотранспортной сети свидетельствуют об
аварийных остановках. Анализ аварийных режимов работы КС [3], показывает,
что из-за нарушений в работе системы внешнего электроснабжения происходит
до 55 % аварийных остановов компрессорных цехов и ГПА. Из рассмотренных
актов расследования аварийных остановов ГПА произошедших в результате
отключения внешнего электроснабжения следует отметить, что данные
аварийные остановы зачастую приводят к повреждению узлов, деталей и
приборов ГПА. Таким образом, повышение надежности системы
электроснабжения КС магистральных газопроводов является актуальной
задачей.
Актуальность работы. Поиск новых методов, направленных на
снижение воздействия просадок электроснабжения, негативно влияющих на
эксплуатационные параметры электрических газоперекачивающих агрегатов.
В выпускной квалификационной работе выполнен аналитический обзор
литературы по методам повышения надежности работы высокоскоростных
асинхронных электродвигателей, эксплуатируемых в качестве привода
электроприводных агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов.
Проведен анализ аварийных остановов шести компрессорных станций на
основе статистических данных 2001 – 2015 гг., в результате которого установлено,
что отказы в энергоснабжении занимают 54,5 % от общего числа отказов.
Для определения запаса до границы помпажной работы нагнетателя выполнены
газодинамические расчеты для нагнетателя природного газа ____________.
Определено, что коэффициент запаса до помпажа составляет 1,39, что является
достаточным для поддержании выходного давления в магистральном газопроводе на
заданном уровне при изменении режимов работы ГПА в составе КЦ, но не
достаточным при кратковременных просадках напряжения.
Одним из технических решений данной проблемы является реализация
алгоритма в преобразователе частоты ЭГПА, по которому вводится функция
«Кинетической буферизации» для перевода асинхронного двигателя в генераторный
режим и поддержания напряжения звена постоянного ПЧ остаточной энергией
статора двигателя.
Рассчитаны прямые затраты предприятия от потери природного газа при
стравливании из контура нагнетателя, продувке контура нагнетателя в результате
аварийного останова ЭГПА из-за сбоев в поставке внешнего электроснабжения,
затраты на дооборудование и выезд специалиста на объект для внедрения функции
«Кинетической буферизации» в преобразователь частоты, а так же экономическая
эффективность применения нового технологического решения.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
