На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 97502


Наименование:


Диплом Разработка автоматизации системы управления утилизацией тепла газоперекачивающего агрегата ГТК 10-4

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 03.06.2016. Сдан: 2013. Страниц: 91. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


?
Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИМ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
ЗАДАНИЕ
на выполнение дипломного проекта
утверждена приказом ректора № 115 от « 24 » сентября 2013 г.
Срок сдачи законченной работы «
Исходные данные к проекту требуемые параметры результатов проектирования (исследования) и исходные данные объекта
Перечень подлежащих разработке дипломного проекта вопросов или краткое
содержание дипломного проекта:


Консультанты по проекту с указанием относящихся к ним разделов


АННОТАЦИЯ
Дипломный проект рассматривает вопросы разработки автоматизации системы управления утилизацией тепла газоперекачивающего агрегата. Состоит из технологической части, специальной части, экономической части и охраны труда.
В технологической части рассматриваются основные технологические особенности газоперекачивающего агрегата на компрессорной станции,
В специальной части описывается утилизация тепла газоперекачивающего агрегата, термоэлектрические преобразователи и применение их в ГПА.
В экономической части рассчитывается цена оборудования и окупаемость термоэлектрических преобразователей.
В части по охране труда и окружающей среде рассчитывается защитное заземление и искусственное освещение.
Содержание
Введение 1
1. Т ехнологическая часть 3
1.1 Общая характеристика магистральных
газопроводов 3
1.2 Назначение компрессорных
станций 3
1.3 Компоновка компрессорных станций с газотурбинным приводом
ГПА 6
1.4 Режимы компрессорных станций и схемы включения
агрегатов... 6
1.5 Классификация ГПА 9
1.6 Технологическая схема компрессорной станции с газотурбинным
приводом на магистральных газопроводах 10
1.7 Основные параметры и требования к техническим
характеристикам
ГПА 15
1.8 Газоперекачивающий агрегат ГТК-104 19
2. Специальная часть 28
2.1 Тепловой расчет
ГПА 28
2.2 Обзор методов утилизации 31
2.3 Описание термоэлектрические
генераторы 43
2.5 Разработка конструкций-панели,состоящей 58
3. Экономическая
часть 64
3.1 Экономическое обоснование
3.2 Определение затрат в
автоматизации 65
3.3 Дополнительные эксплуатационные расходы
4. Охрана труда
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
4.2 Расчет защитного заземления
4.3 Расчет искусственного освещения
Заключение
Список литературы ?
Введение
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, блочнокомплектная 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.
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общая характеристика магистральных газопроводов
В связи с постоянным увеличением добычи газа растёт сеть продуктопроводов - самого экономичного вида транспорта газа.
Основными экономическими факторами эффективного использования трубопроводного транспорта является - возможность полной автоматизации газопроводов.
В настоящее время основным видом внутриконтинентального транспорта газа во всех странах мира служит трубопроводный. Быстрое развитие трубопроводного транспорта газа объясняется тем, что перекачка его по трубопроводам более экономична, чем доставка другим видом транспорта (железнодорожным, речным, автомобильным). Поэтому можно предполагать, что трубопроводный транспорт газа и в дальнейшем останется основным.
Трубопровод, предназначенный для дальнего транспорта газа из района добычи (газовое месторождение) или производства (газоперерабатывающий завод) в район его потребления (города, посёлки, промышленные предприятия, электростанции), называется магистральным газопроводом. Магистральный газопровод работает круглосуточно в течении всего года и имеет относительно большой диаметр и длину. Диаметр магистрального газопровода может изменятся от 150 до 1420 мм, а длинна - от десятков до нескольких тысяч километров. Пропускная способность магистральных газопроводов может достигать 80 млн. м3/сут.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на два класса:
1 класс - при рабочем давлении от 2,5 до 10 МПа;
2 класс - при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа;
Современный магистральный газопровод представляет собой инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы подготовке газа к транспортировке, компримированию и перекачки его по трубопроводу.
Кроме оборудования, необходимого для выполнения основных технологических процессов, на магистральном газопроводе имеются установки вспомогательного назначения, обеспечивающие защиту газопровода от коррозии, электроснабжение и водоснабжение. Состав магистрального газопровода определяется его протяжённостью, фракционным составом транспортируемого газа, в частности содержанием в
1.2 Назначение компрессорных станций
Г аз при движении по газопроводу от газового промысла до?
потребителя преодолевает на своём пути сопротивление трубопровода и теряет давление. Чрезмерная потеря давления приводит к снижению пропускной способности и нерациональному использованию трубопровода. Для экономичной перекачки газа на большие расстояния с максимальным использованием несущей способности труб сооружаются компрессорные станции. Компрессорные станции магистральных газопроводов - это комплекс сооружение , предназначенный для компримирования газа. Места расположения КС и расстояния между ними определяются проектом и составляют 100-150км.
Перепад давления на участке между компрессорными станциями определяет степень сжатия в компрессорах. Давление в конце участка равно давлению на приёме компрессора, а давление в начале участка равно давлению на выходе компрессора. Выбор степени сжатия определяет расход энергии на сжатие газа в компрессоре.

Рисунок 1.1

При расчётах учитывается совокупность всех факторов с тем, чтобы при минимальных затратах на сооружение и эксплуатацию газопровода обеспечить его максимальную пропускную способность. В зависимости от расположения по трассе газопровода компрессорная станция может быть головной и промежуточной. Станция, расположенная в непосредственной близости от газового промысла и стоящая в начале газопровода по ходу газа, называется головной (ГКС), все остальные компрессорные станции на газопроводе будут промежуточными (КС).
Газ на ГКС газопровода подаётся от источника его добычи или производства. На чисто газовых месторождениях в большинстве случаев давление газа по выходе из скважины настолько велико, что оно собственным давлением поступает на приём ГКС. Только после длительной
эксплуатации такого месторождения, когда давление газа в пласте снижается, возникает необходимость в сооружении так называемых подпорных КС, обеспечивающих подачу газа с расчётным давлением на приём ГКС. На нефтяных месторождениях газ является спутником нефти и находится в ней в растворённом состоянии. По выходе нефти из скважины газ отделяется от неё в специальных сепараторах. В этом случае давление газа невелико. Для сбора попутного газа при нефтяном промысле сооружается промысловые сборные КС, подключаемые обвязкам нефтяных скважин. От этих станций газ направляется на газобензиновый завод для фракционирования с выделением ряда ценных компонентов (бутан, пропан и др.), после чего газ поступает на приём ГКС газопровода.
У заводов по производству газа (сланцеперерабатывающих, коксогазовых и др.) головная компрессорная станция находится при заводе. На КС магистрального газопровода предусматриваются следующие основные технологические процессы: очистка газа от пыли,
компремирование - сжатие газа и охлаждение его. Кроме того, на ГКС производится осушка газа и, если он содержит сероводород, очистка газа от серы. Назначение осушки - отобрать от газа влагу. Выходящий из скважины при температуре 10-20° С газ насыщен водяными порами. Если не отобрать от газа влагу, то в газопроводе в холодное время при охлаждении его выделяется вода. В зимний период в местах, где газопровод проходит в зоне промерзания грунтов, возможно замерзание воды и образование ледяных пробок. Наличие воды в газопроводе в сочетании с высоким давлением и низкими температурами приводит к местной закупорке газопровода пробками из кристалогидратов.
Сероводород - вредная примесь в газе. В присутствии влаги он вызывает усиленную коррозию труб и оборудования. Содержание сероводорода в газе, транспортируемом по магистральному газопроводу, не должно превышать 2 г на 100 м3 газа. Доводят газ до указанной кондиции на установке сероочистки ГКС. Очистка газа от пыли предохраняет оборудование КС от преждевременного износа и производится в специальных аппаратах - пылеуловителях. В них газ резко изменяет направление движения, и взвешенные твёрдые примеси выпадают и поглощаются маслом. Кроме указанных основных технологических процессов, на КС выполняются вспомогательные процессы, для чего предусматривается следующие системы:
- циркуляционные для охлаждения компрессоров и двигателей;
- для закрытой заправки машин маслом и устройства для регенерации его;
- вентиляции, пожарного водоснабжения и теплоснабжения?
1.3 Компоновка компрессорных станций с газотурбинным приводом ГПА
По типу основных агрегатов газоперекачивающие станции разделяются на поршневые с приводом от двигателя внутреннего сгорания и центробежные с приводом от газовой турбины или электродвигателя.
Г азовая турбина наиболее распространена на магистральных газопроводах, та как источником энергии для нее служит сам перекачиваемый газ. Г азовые турбины в отличие от других типов имеют ряд положительных качеств: быстрый запуск из холодного состояния,
относительно высокий к.п.д. , малые размеры, простота, а следовательно, и надежность конструкций, большая мощность в единичном агрегате, отсутствие значительных вибраций.
Эксплуатируются КС с последовательно и параллельно работающими нагнетателями. При последовательной работе каждый нагнетатель снабжен удвоенным количеством газопроводных кранов. Такая схема с теми или иными изменениями реализуется при необходимости последовательной работы двух или даже трех агрегатов с полнорасходными низконапорными нагнетателями. При параллельной работе так называемых полнонапорных нагнетателей технологическая схема КС заметно упрощается , так как газ после нагнетателей попадает сразу в аппарат воздушного охлаждения (АВО). При этом отпадает необходимость в кранах, установленных на безопасной линии, а также в удвоенном количестве кранов на резервном нагнетателе.
Во многом конструктивная схема ГПА и его параметры определяются его предназначением:
транспортировка газа по магистральным газопроводам; дожатие газа на истощающихся месторождениях; закачка газа в пласт...
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной дипломной работе были исследованы оптимальные режимы работы компрессорной станции и магистральных газопроводов в целом,так же изучены газоперекачивающий агрегат ГТК 10-4. В результате проведённой работы были разработана функциональная схема газоперекачивающего агрегата и разработана система управления утилизации газа. Данный метод является наиболее эффективным, но в то же время и простым по отношению к другим методам оптимизации, и который подходит для компрессорной станции с последовательно - параллельно соединённых газоперекачивающих агрегатов.
В экономической части дипломной работы были рассчитаны: затраты на оборудования. Также был определён годовой экономический эффект и срок окупаемости, которые показали целесообразность использования термоэлектро преобразователей .
В дипломной работе также были рассмотрены вопросы охраны труда и техники безопасности на газоперекачивающем агрегате.
Список литературы
1. Бердюк В.В., Бородавкин П.П., Галеев В.Б. и др. «Строительство и монтаж насосных и компрессорных станций магистральных трубопроводов». «Недра», 1968 г. стр. 283.
2. Дубинин М.М. «Компрессорные установки в нефтяной и газовой промышленности». «Недра», Москва 1970 г. стр. 184.
3. Жакып Г.Б., Хавронская А.М., Дуйсемалиева М.У. «Оценка технико-экономической эффективности автоматизированных систем управления технологическими процессами» Методическое указания по выполнению экономического раздела дипломных проектов (для студентов специальностей 3601, 3605, 3702, 3704) Каз НТУ Алматы 1997 г.
4. Куцын П.В., Эстрин Р.Я. «Охрана труда и техника безопасности на газовом промысле». М:, недра, 1982 г., 246 с.
5. Клюев А.С. и др. «Проектирование систем автоматизации технологических процессов». Справочное пособие - М.: Энергия, 1980. - 512 с. ил.
6. Меркулова В.П., Нуркеев С.С., Сесенбиев М.Ж. «Охрана труда и окружающей среды в дипломном проекте». Методическое указание к выполнению раздела дипломного проекта(работы). Ч. 1. Алматы: КазНТУ, 1997 г., с. 1-32.
7. Озол П.Ж. Автоматизация компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами. - Л.: Недра, 1981. - 60 с.
8. Промтов А.И. «Технологическое оборудование компрессорных станций магистральных газопроводов и его эксплуатация» Москва 1962 г.
9. Сергованцев В.Т., Кучин Б.Л., Гарляускас А.И., Тихомиров Е.Н. «Централизованный контроль и оптимальное управление на магистральных газопроводах». Л., «Недра», 1973 г. 328 с.
10. Храпач Г.К. Эксплуатация компрессорных установок. М., изд-во «Недра», 1972, стр. 280.
11. Храпач Г.К. Монтаж и ремонт компрессоров. 2-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1983, 300 с.
12. Янович А.Н., Астватцатуров А.Ц., Бусурин А.А. «Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве». М:, «Недра», 1978 г., 316 с.
13. Янович А.Н., Бусурин А.А. «Охрана труда» Москва «Недра» 1990 г.
14. Автоматизация компрессорных станций магистральных газопроводов / Грищенко А.З., Богаенко И.Н., Артёмов Ю.И. и др. - К.: Техника, 1990. - 128 с.
15. Газовое оборудование, приборы и арматура (справочное руководство). Колл. Авт. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: изд-во «Недра», 1972. Стр. 520.
16. «Дальний транспорт газа». Под ред. Никитенко Е.А. Москва, изд-во «Недра», 1970 г., стр. 288.



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.