- Строительство дожимной компрессорной станции ПГУ
- Описание работы дожимной компрессорной станции в составе газового промысла
- Оборудование дожимной компрессорной станции
- Настоящим разделом рассматриваются технические решения технологической части дожимной компрессорной станции (ДКС-2) ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса.
- ДКС-2 должна обеспечивать давление газа в ПХГ по мере его заполнения до 14.7 МПа, а также поддерживать давление газа 9.5 МПа перед установкой подготовки газа для обеспечения технологического режима НТС в период отбора газа из ПХГ.
- Газ на закачку в ПХГ поступает из системы газопроводов СРТО - Центр.
- В составе ДКС-2 рассмотрены следующие системы:
- * очистка газа;
- * компримирование газа;
- * охлаждение газа;
- * маслоснабжение компрессорного цеха;
- * система воздухоснабжения.
- ДКС-2 запроектирована на следующие исходные данные.
- Режим работы ДКС-2 в период закачки представлен в таблице 1, в период отбора - в таблице 2.
- Таблица 1. - Режим работы ДКС-2 в период закачки
- Таблица 2. - Режим работы ДКС-2 в период отбора
- Канчуринское ПХГ Объем отбираемого газа, млн. м3/сут
- Давление газа на входе ДКС-2, МПа
- Состав закачиваемого газа, % мольные:
- СН4 - 98.540 С7Н,6 - 0.002
- С2Н6 - 0.495 С8Н8 - 0.001
- С3Н8 - 0.190 СС-2 - 0.031
- 1C4H10 - 0.033 N2 - 0.65
- ПС4Н10 - 0.037
- 1С5Н12 - 0.009
- ПС5Н12 - 0.007
- С6Н,4 - 0.006
- Относительная плотность газа 0.563
- Состав отбираемого газа, % мольные:
- Канчуринское ПХГ
- СН4 - 98.219 С5+в - 0.065
- С2Н6 - 0.477 С02 - 0.437
- С3Н8 - 0.170 N2 - 0.543
- iC4H0 - 0.029
- пС4Ню - 0.036
- Относительная плотность газа 0.569
- Мусинское ПХГ
- СН4 - 95.656 N2 - 1.165
- С2Н6 - 1.320 С02 - 0.437
- С3Н8 - 0.684 H2S - 0.002
- С4Ню - 0.367
- Относительная плотность газа 0.593.
-
1. Оборудование, установленное на ДКС-2
- Предусматривается двухступенчатая очистка - в пылеуловителях (I ступень) и фильтр-сепараторах (II ступень) с системой газосберегающей продувки аппаратов от механических примесей и жидкости, и возможностью отбора очищенного газа низкого давления для установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа.
- К установке приняты:
- * пять блоков пылеуловителей производительностью 10 млн. м каждый блок на Рр = 7.45 МПа;
- * пять блоков фильтр-сепараторов производительностью 10 млн. м каждый блок на Рр = 7.45 МПа;
- * два блока емкости технологической для сбора жидкости V = 12.5 м на Рр 7.45 МПа.
-
2. Техническая характеристика циклонных пылеуловителей
- 2.1 Нормы технологического режима
- 2.2 Пуск в работу. Эксплуатация. Остановка
- Аппарат должен подвергаться техническому освидетельствованию в случаях:
- -до пуска в работу;
- -периодически в процессе эксплуатации;
- -досрочно (внеочередное).
- Аппарат до запуска в работу подвергнуть наружному и внутреннему осмотру и гидравлическим испытаниям пробным давлением.
- Гидравлические испытания допускается не проводить, если с момента проведения такого испытания на заводе-изготовителе прошло не более 12 месяцев, а сосуд не получил повреждения при транспортировке и если монтаж его произведен без применения сварки элементов, работающих под давлением.
- При удовлетворительных результатах гидравлического и пневматического испытаний аппарат допускается к эксплуатации.
- Перед началом пуска аппарата необходимо проверить:
- - наличие разрешения на ввод в эксплуатацию;
- - качество болтовых и фланцевых соединений, и крепление фундаментных болтов;
- - внешним осмотром состояние аппарата, запорную арматуру, правильность и надежность присоединение технологических трубопроводов, а так же готовность к работе контрольно-измерительных приборов и автоматики;
- - отсутствие временных заглушек на рабочих участках трубопроводов;
- - надежность работы регулирующей, запорной арматуры, связанной с аппаратом по технологической схеме;
- - произвести внутренний осмотр с целью определения целостности и соответствие чертежу внутренних устройств, проверить прочность закрепления внутренних устройств;
- - все отводящие и подводящие трубопроводы перед присоединением к аппарату должны быть очищены от грязи, посторонних предметов и продуты сжатым воздухом;
- - перед пуском аппарата в эксплуатацию необходимо произвести удаление воздуха из полости аппарата инертным газом. Вытеснение газовоздушной смеси считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящим из аппарата, составляет не более 1% по показаниям газоанализатора;
- - повышение давления до рабочего при пуске и понижение при остановке должно производиться постепенно. При этом гидравлические удары не допускаются. Скорость подъема и снижение давления не должна превышать 0,5 МПа в минуту;
- - при заполнении аппарата подача газа и жидкости должна производиться постепенно во избежание возникновения статического электричества;
- Перед пуском аппарата вся арматура должна быть закрыта, открыта арматура перед показателем уровня, камерами уровнемера и сигнализатора уровня и манометрами. Убедившись, что все операции по подготовке аппарата к пуску выполнены, необходимо приступить к следующему:
- - открыть запорную арматуру на трубопроводе входа газа;
- - плавно довести давление в аппарате до технологического, постоянно наблюдая за показаниями манометра;
- - при достижении технологического давления открыть запорную арматуру на трубопроводе выхода газа. Давление на манометре должно быть равно технологическому давлению. Если давление на манометре больше технологического, аппарат должен быть отключен, газ стравлен и установлена причина увеличения;
- - проверить перепад давления на сепарационных элементах аппарата. При номинальном расходе перепад не должен быть более 0.08 МПа;
- - при достижении рабочего уровня открыть запорную арматуру на линиях выхода жидкости и настроить работу клапана на автоматический режим;
- Пуск аппарата должен производиться в соответствии с регламентом по пуску объекта в целом.
- 2.3 Работа аппаратов. Остановка
- При работе аппарата необходимо постоянное измерение, регистрация давления на сепарационных элементах и сигнализация перепадов выше допустимого (0.08 МПа).
- Любые неисправности и неполадки в работе аппарата должны устраняться немедленно после их обнаружения. Работа аппарата при этом должна быть прекращена.
- Аппарат должен быть остановлен в следующих случаях:
- - при повышении давления выше разрешенного (5,5 МПа.);
- - при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;
- - при обнаружении в основных элементах аппарата трещин, выпучин, уменьшение толщины стенки на величину, равную прибавке на коррозию, предусмотренную проектом, пропусков или потения в сварных швах через сигнальные отверстия в укрепляющих кольцах штуцеров и люков, при разрыве прокладок;
- - при неисправности или неполном количестве крепежных деталей фланцевых соединений;
- - при повышении перепада давления выше допустимого (0.08 МПа);
- - при неисправности указателя сигнализатора уровня;
- - при возникновении пожара, непосредственно угрожающего аппарату под давлением;
- - в аварийных случаях (при отключении электроэнергии) и т.д.
- Разборка аппарата, остановленного для внутреннего осмотра, чистки, ремонта и т.д., может производиться только после сброса давления, освобождения его от продуктов производства и отключения заглушками с видимыми элементами, установленными во фланцевых разъемах, от всех трубопроводов, соединяющихся их с источниками давления или другим технологическим оборудованием.
- - аппарат перед вскрытием должен быть продут инертным газом, пропарен или промыт водой, просушен;
- - сброс газа допускается только через трубопровод выхода газа на факел. Запрещается сброс газа осуществлять через зазор разведенных фланцев;
- - проведение ремонтных работ аппарата и его элементов, находящихся под давлением, во время их работы не допускается.
- С целью предупреждения накопления механических примесей необходимо периодически производить продувку сепаратора через дренажный штуцер. Периодичность продувки должна быть определена в процессе эксплуатации в зависимости от количества содержания твердых частиц газа. При этом уровень жидкости в аппарате не должен опускаться ниже нижнего предельного уровня.
- Во время работы аппарата необходимо следить за показаниями приборов и сигнализацией.
- Подогреватель в аппарате используется для периодического подогрева жидкости в зависимости от условий эксплуатации (при пуске и остановке аппарата в зимнее время, при начальных признаках гидратообразования и т.п.), а не для регулирования рабочих температур.
- 3. Сепаратор. Общая характеристика производства
- Таблица 4. - Состав очищаемого газа
- - Углеводородный конденсат.
- - Вода и механические примеси утилизируются.
- - Эксплуатацию аппарата производить в соответствии с должностными инструкциями по безопасному ведению технологического процесса, рабочей инструкцией и регламентом, утвержденными руководством предприятия, эксплуатирующим аппарат, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03), ГОСТ 12.2.003-71 и ГОСТ 12.3.002-75.
- - Режим работы аппарата и основные эксплуатационные параметры технологического процесса должны соответствовать требованиям технологического регламента и расчетным показателям аппарата, принятым в технической документации.
- - Для защиты от превышения давления аппарат снабжен системой предохранительных клапанов, устанавливаемых на линии входа газа.
- - Для контроля за отсутствием давления внутри аппарата используется штуцер для манометра
-
- При работе аппарата необходимо постоянное измерение, регистрация перепада давления на сепарационных элементах и сигнализация перепада выше допустимого, указанного в конструкторской документации.
- 3.1 Описание технологического процесса и схемы установки
- 2. Через сепаратор проходит природный газ с процентным содержанием в нем конденсата воды и механических примесей.
- 3. Сепарирование природного газа осуществляется при проходе его через секцию предварительной очистки от жидкости, затем через тарелку с сепарационными элементами для окончательной очистки газа от жидкости. Жидкость и механические примеси собираются в нижней части сосуда, представляющий собой сборник.
- 4. Описание принципиальной технологической схемы процесса:
- Газ поступает в аппарат через радиально расположенный штуцер входа на отбойную пластину узла входа для частичного отделения крупных капель жидкости и механических примесей, которые попадают через поддон узла входа в сборник примесей аппарата. Далее газ проходит через коагулятор, позволяющий укрупнить мелкие капли жидкости. Капли жидкости и механические частицы попадают в сборник примесей через кольцевую щель между корпусом и защитным листом. Примеси попадают в кубовую часть аппарата, откуда выводятся через штуцер выхода жидкости Ду50 или штуцер дренажа Ду100. Окончательная очистка газа происходит при прохождении через тарелку с сепарационными элементами по ГПР 445.00.010. Отсепарированная жидкость сливается с полотна тарелки через трубу Ду50 в нижнюю часть аппарата под минимальный уровень. Для очистки дренажного патрубка в случае засорения предусмотрены фланцевые разъемы.
- 5. Схемы автоматизации и контроля.
- Аппарат оборудуется устройствами в соответствии с документацией, прилагаемой к аппарату, и правилами Госгортехнадзора. Для установки приборов измерения давления, температуры, перепада давления, сигнализации, регулирования
- 3.2 Технические характеристики
- - Техническая характеристика аппарата
- Таблица 5. - Техническая характеристика аппарата
- 3.3 Компримирование газа
- К установке на ДКС-2 ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса на основании Протокола технического совещания по комплексному рассмотрению вопросов развития и эксплуатации Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ от 18-19 декабря 1997 г. Г. Москва приняты агрегаты ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробежным нагнетателем фирмы ТЕРМОДИН, имеющий параллельно-последовательный принцип работы. Завод-изготовитель НПО «Искра» г. Пермь. Сжатие осуществляется в одном корпусе с помощью двух отдельных секций, соединенных в обвязке ГПА разделительной арматурой для последовательно-параллельной работы. Для Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ максимальная степень сжатия 3.0.
- При компримировании работа ступеней нагнетателя принята без промежуточного охлаждения. Проточная часть нагнетателя выбрана с шестью рабочими колесами и компрессор имеет обозначение RC7-4B. ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» - блочно-комплектный автоматизированный агрегат, может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от минус 45 °С до плюс 45°С. Номинальная мощность агрегата 10.0 МВт. Эффективный КПД на муфте приводного вала турбины 34%. Конечное давление 14.7 Мпа. Масса наиболее тяжелой транспортной единицы, не более 45000 кг. Масса ГПА, не более 170000 кг
- Надежность ГПА:
- * средняя наработка на отказ не менее 5000 ч;
- * ресурс до капитального ремонта не менее 25000 ч;
- * ресурс не менее 200000 ч;
- * ресурс между текущими ремонтами не менее 12000 ч.
- К установке на ДКС-2 ПХГ принято 9 агрегатов, подключенных для параллельной работы.
- Так как газ на ДКС-2 с Канчуринского и Мусинского ПХГ в период отбора приходит с разным давлением, компримирование ведется разными группами машин.
- Газоперекачивающий агрегат ГПА-10ПХГ-01 «Урал» представляет собой сложную автоматизированную установку в блочно-контейнерном исполнении. Принцип действия агрегата основан на повышении давления газа на выходе из агрегата до уровня, превышающего давление в хранилище при закачке или в газопроводе при отборе.
- ГПА состоит из блоков и узлов заводской готовности, монтаж которых производится на месте эксплуатации. Элементы систем жизнеобеспечения ГПА установлены в блоках и узлах.
- В качестве привода компрессора в ГПА используется газотурбинная установка ГТУ-10П (86-00-900-01, 86-00-900-02), входящая в блок силовой БС. ГПА-10ПХГ-01.0000-000, поставляемый по ТУ 3111-057-07504034-2002.
- В состав ГПА входят:
- - турбоблок с ГТУ и компpeccopoм RC7-6B
- - система воздухозаборная;
- - система подогрева циклового воздуха;
- - система выхлопа;
- - система маслообеспечения ГТУ;
- - система маслообеспечения компрессора;
- - система газовая;
- - система контроля газовой магистрали;
- - блок обеспечения;
- - блок управления;
- - система охлаждения ГТУ и трансмиссии;
- - площадки обслуживания и лестницы;
- - система пожаротушения;
- В блоках организованы рабочие пространства для работы обслуживающего персонала при проведении профилактических и регламентных работ с агрегатами и аппаратурой. ГПА также оборудован рабочим и аварийным освещением.
- Автоматическое управление, регулирование и контроль ГПА при пуске, работе и останове производится системой автоматического управления. Задание режимов работы и контроль состояния ГПА осуществляет оператор с пульта оператора, расположенного в операторном помещении КС.
- Система воздухозаборная поз. 6 производит очистку циклового воздуха, снижение шума от работы ГТУ и формирование воздушного потока на входе в ГТУ.
- Дополнительная очистка топливного и пускового газа для запуска и работы ГТУ производится фильтрами системы газовой, размещенными на стенах БО и контейнера турбоблока соответственно.
- В отсеках БО размещены элементы системы маслообеспечения ГТУ и системы пожаротушения.
- На крыше БО установлены аппараты воздушного охлаждения масла, с помощью которых производится охлаждение масла, циркулирующего в системах маслообеспечения ГТУ поз. 5 и компрессора RC7-6B.
- Для отвода масла, конденсата, атмосферной влаги, скапливающихся в поддонах под кожухом ГТУ, в отсеке нагнетателя, маслоохладителей, и излишков масла из маслобаков при работе и регламентном обслуживании ГПА предназначена система дренажная. Для обнаружения, сигнализации, оповещения и тушения пожаров ГПА оборудован системой пожаротушения
- Работа ГПА. Перекачиваемый газ по магистральному газопроводу через всасывающий патрубок поступает в центробежный компрессор, где происходит его сжатие и подача через нагнетательный патрубок и далее в контур закачки газа (последовательный режим). При параллельном режиме газ проходит через 2 всасывающих и 2 нагнетающих патрубка. Переключение режимов производится с помощью ручных кранов переключения секций в составе станционной обвязки. Для привода компрессора используется газотурбинная установка ГТУ-10П на базе двигателя ПС-90ГП-3 авиационного типа, использующая в качестве топлива технологически очищенный (перекачиваемый) газ и преобразующая энергию горения топлива в механическую энергию свободной турбины.
- Подготовка и подача циклового воздуха двигателя ГТУ обеспечивается системой всасывания, отвод отработанных газов - системой выхлопного тракта.
- Топливный и пусковой газ, подготовленный в соответствии с требованиями дополнительно очищаются фильтрами системы подачи топливного и пускового газа.
- Подготовка и подача масла для двигателя обеспечивается системой маслообеспечения ГТУ, элементы которой в основном располагаются в блоке обеспечения.
- С целью обеспечения температурных условий вокруг двигателя, а также для обеспечения шумо- и теплозащиты двигатель помещается в кожух шумотеплоизолирующий (КШТ).
- Подготовка и подача масла для компрессора осуществляется системой маслообеспечения компрессора, элементы которой в основном располагаются в турбоблоке. Фильтры очистки масла для удобства обслуживания размещены в отсеке маслоагрегатов блока обеспечения.
- Управление, регулирование и контроль по основным параметрам, обеспечение защит, а также представление информации о состоянии ГПА оператору и задание оператором режимов и команд обеспечивается системой автоматического управления (САУ)ГПА.
- Наблюдение за работой ГПА производит оператор на пульте дистанционного управления и контроля, установленного в изолированном помещении компрессорной станции. Контрольно-измерительная аппаратура (САУ) ГПА и силовой автоматики размещена в блоке управления. Датчики САУ и исполнительные механизмы размещены в блоках, узлах и системах ГПА.
- Запуск агрегата производится турбостартером двигателя, работающем на природном газе. Турбостартер раскручивает вал осевого компрессора ГТУ.
- При вращении вала осевого компрессора происходит забор атмосферного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством, сжатие и подача в камеру сгорания. При достижении частоты вращения компрессора двигателя (7200 об/ мин) в камере сгорания создается требуемое для запуска двигателя, давление. В камере сгорания топливо (природный газ) смешивается с воздухом и происходит воспламенение смеси от запального устройства, при этом турбостартер автоматически отключается.
- Продукты сгорания из камеры сгорания направляются на лопатки турбины газогенератора, а затем по газопроводу - на свободную турбину, где их энергия преобразуется в механическую энергию, передаваемую через трансмиссию на вал компрессора.
- Отработанные газы через систему выхлопа ГТУ выбрасываются в атмосферу.
- 5. Охлаждение газа
- 6. Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа
- Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа предназначена для подготовки газа с целью использования его в качестве топлива для двигателя ГПА, для запуска газотурбинных двигателей, а также подготовки импульсного газа для управления пневмокранами.
- - для очистки газа от жидкости и мехпримесей в блоке очистки газа;
- - для замера общего количества газа, поступившего в блок замера;
- - для замера количества только топливного газа в блоке замера;
- - для редуцирования топливного и пускового газа в блоке редуцирования;
- - для осушки и хранения импульсного газа в блоке осушки и хранения импульсного газа.
- Таблица 6. - Техническая характеристика блок очистки газа (БО-1)
- Особенности работы бустеров (дожимных компрессоров)
- Эксплуатация дожимной компрессорной станции "Южносоленинская"
- 3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ДКС
- Технологический процесс на ДКС представляет собой комплекс меро-
- приятий по очистке, комплемированию, охлаждению газа и предназначен обеспечивать работоспособность скважин с низким пластовым давлением.
- Первичная очистка газа от жидкости осуществляется внутритрубным сепаратором (ВТС), находящемся на входном трубопроводе после крана № 7.
- Вторичная очистка газа от жидкости и механических примесей осуществляется пылеуловителями циклонного типа ПУ-1, ПУ-2 ГП 144.00.000.
- Основная задача при комплемировании газа - это поддержание минимально возможного давления газа на входе ДКС, что обусловлено техническими характеристиками используемых нагнетателей, погодными условиями и отбором газа потребителем. Для компемирования газа используются два компрессорных цеха условно называемые:
- I очередь - агрегаты ГПА-Ц-6,3 № 1,2,3 с нагнетателями типа НЦ-6,3-56/1,45 с минимальным давлением всаса 2 МПа и номинальной степенью сжатия 1,45;
- II очередь - агрегаты ГПА-Ц-6,3 № 4,5 с нагнетателями типа НЦВ-6,3-29/1,65 с минимальным давлением всаса 1,58 МПа и номинальной степенью сжатия 1,65.
- На данном этапе все агрегаты включены параллельно, в режиме "Магистраль" работает только один агрегат.
- Поддержание минимально допустимого входного давления осуществляется изменением числа оборотов свободной турбины, перепуском газа с выхода на вход на разгрузочном узле № 1 кран № 6 ра Ду 150 Ру 64, изменением расхода технологического газа.
- Технологическая обвязка ДКС выполнена с учетом работы нагнетателей II и I очередей последовательно.
- Для охлаждения транспортируемого газа на выходе II очереди ДКС установлены аппараты воздушного охлаждения (АВО) 2АВГ-75С, на выходе I очереди установлен АВО импортного исполнения (Франция).
- 3.1.1 Основные технические характеристики
Строительство дожимной компрессорной станции ПГУ
Фотографии других объектов ПГУ:
Дожимные компрессорные станции (ДКС)
Дожимные компрессорные станции (ДКС) функционируют в электроэнергетике, нефтегазовой отрасли, нефтегазохимии и других отраслях промышленности. Объединяет их одно. ДКС – это важнейшее технологическое звено в подготовке газа.
Компрессорные Станции предназначены для компримирования природного газа при его транспортировании и хранении.
Каждый проект по применению ДКС создается на основании требований заказчика и реализуется индивидуально. Разработка инженерного решения и комплектация оборудования проводятся с учетом типа и состава исходного газа, условий эксплуатации, параметров сопряженного оборудования, области применения.
Сфера применения компрессорных установок и дожимных компрессорных станций определяется двумя основными направлениями:
- подготовка топливного газа для турбин парогазовых установок и газотурбинных электростанций различной мощности;
- подготовка попутного (ПНГ) и низконапорного (ННГ) нефтяного газа при различных способах его использования.
По виду выполняемых работ выделяют головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции магистральных газопроводов, компрессорные станции подземных газовых хранилищ, компрессорные станции для закачки природного газа в пласт, а также дожимные компрессорные станции (ДКС). Последние служат для обеспечения работы газового промысла в период компрессорной эксплуатации газового месторождения.
Подключение ДКС позволяет поддерживать рабочее давление на входе головной компрессорной станции, а также обеспечивать транспортировку газа различным потребителям (химический комбинат, теплоэлектростанции и т.д.); повышать коэффициент извлечения газа из залежи и др.
ДКС размещают на установках подготовки газа (УКПГ): первая ступень сжатия до турбодетандеров, вторая – после них; при использовании на УКПГ адсорбционной и абсорбционной установок осушки газа станции устанавливают до этих установок.
Применяются варианты размещения ДКС: на каждой УКПГ, одна компрессорная станция на несколько УКПГ, на все УКПГ и др. В некоторых случаях рационально сооружать ДКС на площадке межпромыслового газосборного пункта.
Режим эксплуатации ДКС характеризуется непрерывным изменением степени сжатия газа; расхода газа, перекачиваемого одним газоперекачивающим агрегатом (ГПА) и всей ДКС; увеличением со временем мощности последних; необходимостью регулирования подачи газа; сравнительно небольшими сроками эксплуатации.
Компоновка ГПА на ДКС со временем меняется. В начальный период компрессорной эксплуатации месторождения мощность силового привода компрессоров используется не полностью, поэтому на ДКС устанавливают агрегаты различной единичной мощности и производительности.
Компрессор – это устройство, задача которого увеличить уровень давления, а также сжатие воздуха или газа.
На сегодняшний день на рынке представлены разные типы компрессоров, что позволяет подобрать компрессор нужной конструкции для конкретной цели.
Дожимные Компрессорные Станции (ДКС) комплектуются компрессорами различных типов – винтовыми, центробежными, поршневыми.
ДКС подразделяются на типы, в зависимости от их мощности, функционального назначения, особенностей конструкции, типа привода и других технических характеристик.
Компрессорная станция может быть предназначена для сжатия различных сред.
Газовые компрессоры предназначены для сжатия азота, пропан-бутана, кислорода. Воздушные – для подачи сжатого воздуха различным потребителям.
В качестве привода компрессоров могут использоваться электродвигатели, газовые турбины и двигатели внутреннего сгорания.
В зависимости от конструктивного исполнения, габаритов и эксплуатационных условий компрессорные станции можно разделить на стационарные и мобильные, по конструкции используемого привода – на станции со встроенным или внешним приводом.
В зависимости от параметров подаваемого воздуха или газа (качества, объема, максимального давления) компрессоры делятся на разные категории.
Конструктивно для некоторых типов ДКС требуется водяная или воздушная система охлаждения.
Винтовые компрессоры (ВК)
Винтовые компрессоры имеют высокие эксплуатационные характеристики, простоту эксплуатации и обслуживания, надежность конструкции, относительно небольшие габариты и низкий уровень шума. По своим характеристикам, ВК (ротационные) существенно превосходят поршневые или центробежные компрессоры.
На сегодняшний день, ДКС с ВК активно используются в высокотехнологичных производственных процессах. Существует 2 конструктивных решения такой ДКС – с двойным или одинарным винтом.
Главная особенность ВК – возможность обеспечения фиксированной степени сжатия газа. Необходимое рабочее давление обеспечивается геометрическими параметрами камеры сжатия. Современные ВК имеют несколько дискретных степеней сжатия, которые можно оперативно выбираться, исходя из имеющейся потребности.
С целью повышения эффективности работы ВК и снижения потерь воздуха, используется впрыск масла в рабочий объем агрегата. Данная мера позволяет сохранять герметичность, обеспечивает должную смазку трущихся поверхностей, снижает шум, обеспечивает охлаждение электродвигателя компрессора холодильника вместе с используемым хладагентом – это особенно важно на последних ступенях сжатия.
Это позволяет эффективно использовать ВК в пневмосистемах, с возможностью значительных колебаний температуры и давления.
ВК не требуют специального обслуживающего персонала, обладают небольшими эксплуатационными издержками, характеризуются высокой надежностью и долговечностью. Вследствие многообразия типоразмеров ВК успешно функционируют как на малых, так и на очень крупных производствах.
Недостатки винтовых компрессоров
Наличие точных механизмов требуют тщательного выполнения технических требований в процессе эксплуатации.
Необходима масляная система с элементами охлаждения.
При малой загруженности компрессора (1/5 номинальной мощности), на всасывающем участке существенно снижается КПД.
Поршневые компрессоры (ПК)
Поршневые компрессоры широко распространены на промышленных и добывающих предприятиях. ПК работают по принципу нагнетания сжатого воздуха в цилиндрах посредством поршня, совершающего возвратно-поступательные движения.
Преимуществом ПК является простота конструкции, что повышает надежность, и, как следствие, простота технического обслуживания. Любая деталь может быть заменена при необходимости ремонта достаточно быстро, что снижает время простоя в сравнении с другими компрессорами.
ПК мобильны и могут производить сжатый воздух с очень высокими показателями давления.
Модификации ПК функционируют без подачи масла, что обуславливает высокую степень чистоты воздушных масс на выходе.
Стоимость ПК ниже при прочих равных параметрах в сравнении с компрессорами других типов.
Поршневые ДКС в отличие от винтовых ДКС в ряде случаев способны создать требуемое рабочее давление только путем 2-хступенчатого сжатия.
Недостатки поршневых компрессоров (ПК)
Уровень шума ПК достаточно высок. Для снижения уровня шума в конструкции ПК используется специальный кожух.
Центробежные компрессоры (ЦК)
Центробежные компрессоры работают, основываясь на принципе сжатия газов под воздействием центробежных сил. ЦК могут работать на 2-х и даже 4-х ступенях сжатия. Применяются ЦК преимущественно при необходимости получения больших объемов сжатого воздуха.
Конструкцию ЦК составляют ротор с симметричными рабочими колесами и корпус. 6-ступенчатый ЦК делится на 3 отсека. Воздуху или смеси газов во время работы ЦК сообщается движение при помощи центробежных сил. Газ смещается к периферии рабочего колеса, сжимается и, одновременно с этим, приобретает определенную скорость движения. Далее, в кольцевом диффузоре происходит преобразование кинетической энергии в потенциальную. После этого воздух или другая смесь газов поступают в следующую ступень агрегата. Показатель максимального давления, которого можно достичь на одной ступени определяется прочностью рабочих колес, способных допустить скорость до 280 м/сек. Потребляемая мощность, показатели давления и коэффициент полезного действия напрямую зависят от производительности ЦК.
Регулировать работу ЦК можно при помощи дросселирования газа на стороне всасывания или изменения частоты вращения ротора.
Строительство дожимной компрессорной станции ПГУ Фотографии других объектов ПГУ: Дожимные компрессорные станции (ДКС) Дожимные компрессорные станции (ДКС) функционируют в электроэнергетике,
Источник: www.gigavat.com
Описание работы дожимной компрессорной станции в составе газового промысла
Транспортируемый газ сеноманского месторождения поступает через ЗПА на I ступень ДКС, после предварительной очистки и осушки в ЦОГ. Компримирование газа производится полнонапорными нагнетателями с приводом от газотурбинных двигателей НК-16СТ. Нагнетатели подключены параллельно к всасывающему и нагнетательному коллекторам ДКС.
Для обеспечения пуска и остановки ГПА, а также защиты от помпажа нагнетателя предусмотрен пусковой контур у каждого агрегата и общестанционный контур – рециркуляции. Диаметр пускового контура агрегата – Ду400, диаметр общестанционного контура – Ду700.
От всасывающего коллектора ø1020 осуществляется отбор газа к нагнетателям ГПА по линиям Г-700. В каждой линии Г-700 установлен кран № 1, параллельно которому байпасная линия ø57 с кранами №4 и 4 бис и дроссельной шайбой ø30мм для заполнения контура перед пуском. Для предотвращения попадания посторонних предметов в ЦБН, на входе в линии Г-700 установлена защитная решетка. В линии нагнетания ø720 установлен обратный клапан. Перед обратным клапаном врезан кран № 5 Ду80 для продувки и стравливания газа из контура нагнетателя (свеча) и пусковой контур ø426, с обратным клапаном и краном регулятором «Моквелд». Пусковой контур ø426 с каждого ГПА врезан в общестанционный контур – рециркуляции ø720, который через кран №66 и обратный клапан подключен во всасывающий коллектор ø1020. Этот контур обеспечивает работу ГПА на кольцо.
На всасывающем и нагнетательном трубопроводах ГПА между нагнетателем и кранами №1 и 2 установлен люк-лаз диаметром 700 мм, для установки резиновых изолирующих шаров при ремонте нагнетателя и осмотре защитной решетки. После обратного клапана через кран №2, газ направляется в нагнетательный трубопровод.
Нагнетательный коллектор ø1020 закольцован, от которого отходят трубопроводы ø426 к секциям аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа. Нагнетательный коллектор имеет кран № 52 с местным управлением, при открытии которого газ пойдет, минуя АВО. Каждая секция (10-I ступень) имеет отсечные краны Ду400 и продувочные свечи с краном Ду50 ручного управления. После компримирования максимальная температура газа на выходе ДКС составляет 40-70ºС, в зависимости от температуры газа на входе и степени сжатия.
Для охлаждения газа установлены АВО типа 2АВГ-75С с поверхностью охлаждения по оребренным трубкам – 9930 м 2 .По трубкам теплообменной секции пропускается газ, который за счет теплообмена с наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству от вентилятора охлаждается. Привод каждого вентилятора от электродвигателя типа ВАСО-16/14-24, мощностью 37 квт., оборотами 250 об/мин.
После АВО I ступени газ по коллектору ø1020 поступает к крановому узлу. Перед краном №8 установлен обратный клапан, который пропускает газ в одном направлении и перекрывает поток в другом. Между всасывающим и нагнетательным коллектором имеется перемычка ø720 с кранами № 36 и 36 «Моквелд», предназначенный для регулирования перепуска газа в режиме общестанционное кольцо. После крана №8 имеется перемычка ø1020 с краном №20, назначение которого производить транзитную подачу газа минуя ДКС. Имеет байпасную линию Ду150 с ручным краном для заполнения коллектора со стороны входа или со стороны выхода в период отключения ДКС. После I ступени газ проходит подготовку в технологическом цехе УКПГ и поступает по коллектору ø1020 на вход II ступени к кранам № 7 и 7а. Входной контур Ду1000 закольцован, от которого осуществляется отбор газа к нагнетателям ГПА 81,82,83,84 по линиям Г-700. Схема обвязки ГПА и назначение кранов аналогична I ступени. Выходной контур имеет два кольцевых контура, которые соединены 17-ю секциями АВО газа. Между всасывающим и нагнетательным коллектором на перемычке ø720 с кранами № 36 и 36»Моквелд» имеется байпасная линия Ду300 с краном №36р «Моквелд», для регулирования режима работы КЦ. Кран № 20 делит газопровод на части низкого и высокого давления. При перестановке кранов № 7, 7а, 8, 20 можно отключить ДКС, и газ с УКПГ пойдет, минуя ДКС, в межпромысловый коллектор. После крана №8 имеется врезка ø1020 с кранами 20в,20в ‘ , обратным клапаном в коллектор валанжинского газа.
На площадке технологического газа смонтированы вспомогательные коллекторы для нужд ГПА:
– коллектор обогрева ВО-150;
– коллекторы дренажные МО-100 и МД-100;
– коллекторы импульсного газа ГИ-50 и ГИ-150;
– коллекторы топливного газа ГТ-400;
– коллекторы пускового газа ГП-300.
Все коллекторы, кроме обогрева и дренажного, имеют свои свечи. Отбор газа на собственные нужды ГПА производится до (краны 41,43) и после (краны 42,44) крана № 20 узла подключения II ст., а также из выходного коллектора район ГПА-81(краны 45,46).
В пусковой и топливный коллекторы газ подается от блока подготовки топливного и пускового газа БПТПИГ. Из этих коллекторов газ отводится к блок-боксам фильтров газа (БФГ).
Пусковой газ из коллектора ГП-300 с давлением 0,35-0,5 МПа по линии подачи ГП-200 поступает через краны №11 ‘ ,11 и фильтр, через воздушную заслонку на вход в стартер, где, расширяясь, приводит к раскручиванию ротора ВД двигателя при запуске ГПА.
Топливный газ из коллектора ГТ-400 с давлением 2,3-2,45 МПа поступает через краны № 12 ‘ ,12, блока фильтров (ДУ400) и фильтра-сигары в топливную систему ГПА. Краны №12 и №9(свеча), №11 и №10(свеча) работают совместно.
Таблица 11.1 – Основные технические данные ГПА
Описание работы дожимной компрессорной станции в составе газового промысла Транспортируемый газ сеноманского месторождения поступает через ЗПА на I ступень ДКС, после предварительной очистки и
Источник: infopedia.su
Оборудование дожимной компрессорной станции
1. Оборудование, установленное на ДКС-2
1.1 Очистка газа
2. Техническая характеристика циклонных пылеуловителей
2.1 Нормы технологического режима
2.2 Пуск в работу. Эксплуатация. Остановка
2.3 Работа аппаратов. Остановка
3. Сепаратор. Общая характеристика производства
3.1 Описание технологического процесса и схемы установки
3.2 Технические характеристики
3.3 Компримирование газа
4. Устройство и работа ГПА
5. Охлаждение газа
6. Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа
7. Система снабжения горюче-смазочными материалами (ГСМ)
7.1 Система воздухоснабжения
7.2 Описание технологической схемы
7.3 Установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа
Список использованных источников
Настоящим разделом рассматриваются технические решения технологической части дожимной компрессорной станции (ДКС-2) ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса.
ДКС-2 должна обеспечивать давление газа в ПХГ по мере его заполнения до 14.7 МПа, а также поддерживать давление газа 9.5 МПа перед установкой подготовки газа для обеспечения технологического режима НТС в период отбора газа из ПХГ.
Газ на закачку в ПХГ поступает из системы газопроводов СРТО – Центр.
В составе ДКС-2 рассмотрены следующие системы:
* очистка газа;
* компримирование газа;
* охлаждение газа;
* маслоснабжение компрессорного цеха;
* система воздухоснабжения.
ДКС-2 запроектирована на следующие исходные данные.
Режим работы ДКС-2 в период закачки представлен в таблице 1, в период отбора – в таблице 2.
Таблица 1. – Режим работы ДКС-2 в период закачки
Объем закачиваемого газа, млн. м3/сут (Канчуринско-Мусинский комплекс)
Давление газа на входе ДКС-2, МПа
Давление газа после ДКС-2, МПа
Температура газа на входе ДКС-2, °С
Расчетная температура газа на выходе ДКС-2, °С
Таблица 2. – Режим работы ДКС-2 в период отбора
Канчуринское ПХГ Объем отбираемого газа, млн. м3/сут
Давление газа на входе ДКС-2, МПа
Давление газа на выходе ДКС-2, МПа
Температура газа на входе ДКС-2, °С
Температура газа после ДКС-2, °С Мусинское ПХГ
Объем отбираемого газа, млн. м3/сут
Давление газа на входе ДКС-2, МПа
Давление газа на выходе ДКС-2, МПа
Температура газа на входе ДКС-2, °С
Температура газа после ДКС-2, °С
Состав закачиваемого газа, % мольные:
СН4 – 98.540 С7Н,6 – 0.002
С2Н6 – 0.495 С8Н8 – 0.001
С3Н8 – 0.190 СС-2 – 0.031
1C4H10 – 0.033 N2 – 0.65
ПС4Н10 – 0.037
1С5Н12 – 0.009
ПС5Н12 – 0.007
С6Н,4 – 0.006
Относительная плотность газа 0.563
Состав отбираемого газа, % мольные:
Канчуринское ПХГ
СН4 – 98.219 С5+в – 0.065
С2Н6 – 0.477 С02 – 0.437
С3Н8 – 0.170 N2 – 0.543
iC4H – 0.029
пС4Ню – 0.036
Относительная плотность газа 0.569
Мусинское ПХГ
СН4 – 95.656 N2 – 1.165
С2Н6 – 1.320 С02 – 0.437
С3Н8 – 0.684 H2S – 0.002
С4Ню – 0.367
Относительная плотность газа 0.593.
1. Оборудование, установленное на ДКС-2
Предусматривается двухступенчатая очистка – в пылеуловителях (I ступень) и фильтр-сепараторах (II ступень) с системой газосберегающей продувки аппаратов от механических примесей и жидкости, и возможностью отбора очищенного газа низкого давления для установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа.
К установке приняты:
* пять блоков пылеуловителей производительностью 10 млн. м каждый блок на Рр = 7.45 МПа;
* пять блоков фильтр-сепараторов производительностью 10 млн. м каждый блок на Рр = 7.45 МПа;
* два блока емкости технологической для сбора жидкости V = 12.5 м на Рр 7.45 МПа.
2. Техническая характеристика циклонных пылеуловителей
Давление, МПа Корпуса Подогревателя
расчетное 7,5 1,0
пробное при гидроиспытании
в вертикальном положении
аппарата 9,38 1,25
рабочая среда от 0 до 30
расчетная стенки 80
минимально допустимая отрицательная стенки минус 45
Масса пустого блока, кг 26103
Площадь поверхности нагрева, м 2 2,4
Расчетный срок службы, лет 20
Допустимая сейсмичность, балл 6
Технологическая схема сепарирования природного газа (очистка от воды, конденсата и механических примесей) соответствует проектной разработке.
Через пылеуловители проходит природный газ с процентным содержанием в нем конденсата воды и механических примесей.
Жидкость и механические примеси собираются в нижней части сосуда, представляющий собой сборник.
Описание принципиальной технологической схемы процесса:
Газ поступает в аппарат через радиально расположенный штуцер входа на отбойную пластину узла входа для частичного отделения крупных капель жидкости и механических примесей, которые попадают через поддон узла входа в сборник примесей аппарата. Далее газ проходит через коагулятор, позволяющий укрупнить мелкие капли жидкости. Капли жидкости и механические частицы попадают в сборник примесей через кольцевую щель между корпусом и защитным листом. Примеси попадают в кубовую часть аппарата, откуда выводятся через штуцер выхода жидкости или штуцер дренажа. Окончательная очистка газа происходит при прохождении через тарелку с сепарационными элементами. Отсепарированная жидкость сливается с полотна тарелки через трубу Ду50 в нижнюю часть аппарата под минимальный уровень. Для очистки дренажного патрубка в случае засорения предусмотрены фланцевые разъемы.
2.1 Нормы технологического режима
Емкость для сбора конденсата
2.2 Пуск в работу. Эксплуатация. Остановка
Аппарат должен подвергаться техническому освидетельствованию в случаях:
-до пуска в работу;
-периодически в процессе эксплуатации;
-досрочно (внеочередное).
Аппарат до запуска в работу подвергнуть наружному и внутреннему осмотру и гидравлическим испытаниям пробным давлением.
Гидравлические испытания допускается не проводить, если с момента проведения такого испытания на заводе-изготовителе прошло не более 12 месяцев, а сосуд не получил повреждения при транспортировке и если монтаж его произведен без применения сварки элементов, работающих под давлением.
При удовлетворительных результатах гидравлического и пневматического испытаний аппарат допускается к эксплуатации.
Перед началом пуска аппарата необходимо проверить:
– наличие разрешения на ввод в эксплуатацию;
– качество болтовых и фланцевых соединений, и крепление фундаментных болтов;
– внешним осмотром состояние аппарата, запорную арматуру, правильность и надежность присоединение технологических трубопроводов, а так же готовность к работе контрольно-измерительных приборов и автоматики;
– отсутствие временных заглушек на рабочих участках трубопроводов;
– надежность работы регулирующей, запорной арматуры, связанной с аппаратом по технологической схеме;
– произвести внутренний осмотр с целью определения целостности и соответствие чертежу внутренних устройств, проверить прочность закрепления внутренних устройств;
– все отводящие и подводящие трубопроводы перед присоединением к аппарату должны быть очищены от грязи, посторонних предметов и продуты сжатым воздухом;
– перед пуском аппарата в эксплуатацию необходимо произвести удаление воздуха из полости аппарата инертным газом. Вытеснение газовоздушной смеси считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящим из аппарата, составляет не более 1% по показаниям газоанализатора;
– повышение давления до рабочего при пуске и понижение при остановке должно производиться постепенно. При этом гидравлические удары не допускаются. Скорость подъема и снижение давления не должна превышать 0,5 МПа в минуту;
– при заполнении аппарата подача газа и жидкости должна производиться постепенно во избежание возникновения статического электричества;
Перед пуском аппарата вся арматура должна быть закрыта, открыта арматура перед показателем уровня, камерами уровнемера и сигнализатора уровня и манометрами. Убедившись, что все операции по подготовке аппарата к пуску выполнены, необходимо приступить к следующему:
– открыть запорную арматуру на трубопроводе входа газа;
– плавно довести давление в аппарате до технологического, постоянно наблюдая за показаниями манометра;
– при достижении технологического давления открыть запорную арматуру на трубопроводе выхода газа. Давление на манометре должно быть равно технологическому давлению. Если давление на манометре больше технологического, аппарат должен быть отключен, газ стравлен и установлена причина увеличения;
– проверить перепад давления на сепарационных элементах аппарата. При номинальном расходе перепад не должен быть более 0.08 МПа;
– при достижении рабочего уровня открыть запорную арматуру на линиях выхода жидкости и настроить работу клапана на автоматический режим;
Пуск аппарата должен производиться в соответствии с регламентом по пуску объекта в целом.
2.3 Работа аппаратов. Остановка
При работе аппарата необходимо постоянное измерение, регистрация давления на сепарационных элементах и сигнализация перепадов выше допустимого (0.08 МПа).
Любые неисправности и неполадки в работе аппарата должны устраняться немедленно после их обнаружения. Работа аппарата при этом должна быть прекращена.
Аппарат должен быть остановлен в следующих случаях:
– при повышении давления выше разрешенного (5,5 МПа.);
– при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;
– при обнаружении в основных элементах аппарата трещин, выпучин, уменьшение толщины стенки на величину, равную прибавке на коррозию, предусмотренную проектом, пропусков или потения в сварных швах через сигнальные отверстия в укрепляющих кольцах штуцеров и люков, при разрыве прокладок;
– при неисправности или неполном количестве крепежных деталей фланцевых соединений;
– при повышении перепада давления выше допустимого (0.08 МПа);
– при неисправности указателя сигнализатора уровня;
– при возникновении пожара, непосредственно угрожающего аппарату под давлением;
– в аварийных случаях (при отключении электроэнергии) и т.д.
Разборка аппарата, остановленного для внутреннего осмотра, чистки, ремонта и т.д., может производиться только после сброса давления, освобождения его от продуктов производства и отключения заглушками с видимыми элементами, установленными во фланцевых разъемах, от всех трубопроводов, соединяющихся их с источниками давления или другим технологическим оборудованием.
– аппарат перед вскрытием должен быть продут инертным газом, пропарен или промыт водой, просушен;
– сброс газа допускается только через трубопровод выхода газа на факел. Запрещается сброс газа осуществлять через зазор разведенных фланцев;
– проведение ремонтных работ аппарата и его элементов, находящихся под давлением, во время их работы не допускается.
С целью предупреждения накопления механических примесей необходимо периодически производить продувку сепаратора через дренажный штуцер. Периодичность продувки должна быть определена в процессе эксплуатации в зависимости от количества содержания твердых частиц газа. При этом уровень жидкости в аппарате не должен опускаться ниже нижнего предельного уровня.
Во время работы аппарата необходимо следить за показаниями приборов и сигнализацией.
Подогреватель в аппарате используется для периодического подогрева жидкости в зависимости от условий эксплуатации (при пуске и остановке аппарата в зимнее время, при начальных признаках гидратообразования и т.п.), а не для регулирования рабочих температур.
3. Сепаратор. Общая характеристика производства
Таблица 4. – Состав очищаемого газа
Удельный вес, кг/м
Сернистые соединения, мг/м3
– Углеводородный конденсат.
– Вода и механические примеси утилизируются.
– Эксплуатацию аппарата производить в соответствии с должностными инструкциями по безопасному ведению технологического процесса, рабочей инструкцией и регламентом, утвержденными руководством предприятия, эксплуатирующим аппарат, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03), ГОСТ 12.2.003-71 и ГОСТ 12.3.002-75.
– Режим работы аппарата и основные эксплуатационные параметры технологического процесса должны соответствовать требованиям технологического регламента и расчетным показателям аппарата, принятым в технической документации.
– Для контроля за отсутствием давления внутри аппарата используется штуцер для манометра
– При работе аппарата необходимо постоянное измерение, регистрация перепада давления на сепарационных элементах и сигнализация перепада выше допустимого, указанного в конструкторской документации.
3.1 Описание технологического процесса и схемы установки
2. Через сепаратор проходит природный газ с процентным содержанием в нем конденсата воды и механических примесей.
3. Сепарирование природного газа осуществляется при проходе его через секцию предварительной очистки от жидкости, затем через тарелку с сепарационными элементами для окончательной очистки газа от жидкости. Жидкость и механические примеси собираются в нижней части сосуда, представляющий собой сборник.
4. Описание принципиальной технологической схемы процесса:
Газ поступает в аппарат через радиально расположенный штуцер входа на отбойную пластину узла входа для частичного отделения крупных капель жидкости и механических примесей, которые попадают через поддон узла входа в сборник примесей аппарата. Далее газ проходит через коагулятор, позволяющий укрупнить мелкие капли жидкости. Капли жидкости и механические частицы попадают в сборник примесей через кольцевую щель между корпусом и защитным листом. Примеси попадают в кубовую часть аппарата, откуда выводятся через штуцер выхода жидкости Ду50 или штуцер дренажа Ду100. Окончательная очистка газа происходит при прохождении через тарелку с сепарационными элементами по ГПР 445.00.010. Отсепарированная жидкость сливается с полотна тарелки через трубу Ду50 в нижнюю часть аппарата под минимальный уровень. Для очистки дренажного патрубка в случае засорения предусмотрены фланцевые разъемы.
5. Схемы автоматизации и контроля.
Аппарат оборудуется устройствами в соответствии с документацией, прилагаемой к аппарату, и правилами Госгортехнадзора. Для установки приборов измерения давления, температуры, перепада давления, сигнализации, регулирования
3.2 Технические характеристики
– Техническая характеристика аппарата
Таблица 5. – Техническая характеристика аппарата
Пробное при гидравлическом испытании*
Характеристика Температура, °С 1 среды
Минимальная рабочей среды
Максимальная рабочей среды
Природный газ шС7 до С, с содержанием (% мольн.): COr0,31;h3S – 0.002;N2, углеводородный конденсат
Число циклов нагружения за срок службы, не более
Внутренний объем (вместимость) м3
Площадь поверхности нагрева, и2
Массовый расход доносителя кг/ч, не более
Прибавка для компенсации коррозии, мм
Ветровой район по СНиП 2.01.07-85
Срок службы, лет, не менее
3.3 Компримирование газа
К установке на ДКС-2 ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса на основании Протокола технического совещания по комплексному рассмотрению вопросов развития и эксплуатации Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ от 18-19 декабря 1997 г. Г. Москва приняты агрегаты ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробежным нагнетателем фирмы ТЕРМОДИН, имеющий параллельно-последовательный принцип работы. Завод-изготовитель НПО «Искра» г. Пермь. Сжатие осуществляется в одном корпусе с помощью двух отдельных секций, соединенных в обвязке ГПА разделительной арматурой для последовательно-параллельной работы. Для Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ максимальная степень сжатия 3.0.
При компримировании работа ступеней нагнетателя принята без промежуточного охлаждения. Проточная часть нагнетателя выбрана с шестью рабочими колесами и компрессор имеет обозначение RC7-4B. ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» – блочно-комплектный автоматизированный агрегат, может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от минус 45 °С до плюс 45°С. Номинальная мощность агрегата 10.0 МВт. Эффективный КПД на муфте приводного вала турбины 34%. Конечное давление 14.7 Мпа. Масса наиболее тяжелой транспортной единицы, не более 45000 кг. Масса ГПА, не более 170000 кг
Надежность ГПА:
* средняя наработка на отказ не менее 5000 ч;
* ресурс до капитального ремонта не менее 25000 ч;
* ресурс не менее 200000 ч;
* ресурс между текущими ремонтами не менее 12000 ч.
К установке на ДКС-2 ПХГ принято 9 агрегатов, подключенных для параллельной работы.
Так как газ на ДКС-2 с Канчуринского и Мусинского ПХГ в период отбора приходит с разным давлением, компримирование ведется разными группами машин.
Газоперекачивающий агрегат ГПА-10ПХГ-01 «Урал» представляет собой сложную автоматизированную установку в блочно-контейнерном исполнении. Принцип действия агрегата основан на повышении давления газа на выходе из агрегата до уровня, превышающего давление в хранилище при закачке или в газопроводе при отборе.
ГПА состоит из блоков и узлов заводской готовности, монтаж которых производится на месте эксплуатации. Элементы систем жизнеобеспечения ГПА установлены в блоках и узлах.
В качестве привода компрессора в ГПА используется газотурбинная установка ГТУ-10П (86-00-900-01, 86-00-900-02), входящая в блок силовой БС. ГПА-10ПХГ-01.0000-000, поставляемый по ТУ 3111-057-07504034-2002.
В состав ГПА входят:
– турбоблок с ГТУ и компpeccopoм RC7-6B
– система воздухозаборная;
– система подогрева циклового воздуха;
– система выхлопа;
– система маслообеспечения ГТУ;
– система маслообеспечения компрессора;
– система газовая;
– система контроля газовой магистрали;
– блок обеспечения;
– блок управления;
– система охлаждения ГТУ и трансмиссии;
– площадки обслуживания и лестницы;
– система пожаротушения;
В блоках организованы рабочие пространства для работы обслуживающего персонала при проведении профилактических и регламентных работ с агрегатами и аппаратурой. ГПА также оборудован рабочим и аварийным освещением.
Автоматическое управление, регулирование и контроль ГПА при пуске, работе и останове производится системой автоматического управления. Задание режимов работы и контроль состояния ГПА осуществляет оператор с пульта оператора, расположенного в операторном помещении КС.
Система воздухозаборная поз. 6 производит очистку циклового воздуха, снижение шума от работы ГТУ и формирование воздушного потока на входе в ГТУ.
Дополнительная очистка топливного и пускового газа для запуска и работы ГТУ производится фильтрами системы газовой, размещенными на стенах БО и контейнера турбоблока соответственно.
В отсеках БО размещены элементы системы маслообеспечения ГТУ и системы пожаротушения.
На крыше БО установлены аппараты воздушного охлаждения масла, с помощью которых производится охлаждение масла, циркулирующего в системах маслообеспечения ГТУ поз. 5 и компрессора RC7-6B.
Для отвода масла, конденсата, атмосферной влаги, скапливающихся в поддонах под кожухом ГТУ, в отсеке нагнетателя, маслоохладителей, и излишков масла из маслобаков при работе и регламентном обслуживании ГПА предназначена система дренажная. Для обнаружения, сигнализации, оповещения и тушения пожаров ГПА оборудован системой пожаротушения
Работа ГПА. Перекачиваемый газ по магистральному газопроводу через всасывающий патрубок поступает в центробежный компрессор, где происходит его сжатие и подача через нагнетательный патрубок и далее в контур закачки газа (последовательный режим). При параллельном режиме газ проходит через 2 всасывающих и 2 нагнетающих патрубка. Переключение режимов производится с помощью ручных кранов переключения секций в составе станционной обвязки. Для привода компрессора используется газотурбинная установка ГТУ-10П на базе двигателя ПС-90ГП-3 авиационного типа, использующая в качестве топлива технологически очищенный (перекачиваемый) газ и преобразующая энергию горения топлива в механическую энергию свободной турбины.
Подготовка и подача циклового воздуха двигателя ГТУ обеспечивается системой всасывания, отвод отработанных газов – системой выхлопного тракта.
Топливный и пусковой газ, подготовленный в соответствии с требованиями дополнительно очищаются фильтрами системы подачи топливного и пускового газа.
Подготовка и подача масла для двигателя обеспечивается системой маслообеспечения ГТУ, элементы которой в основном располагаются в блоке обеспечения.
С целью обеспечения температурных условий вокруг двигателя, а также для обеспечения шумо- и теплозащиты двигатель помещается в кожух шумотеплоизолирующий (КШТ).
Подготовка и подача масла для компрессора осуществляется системой маслообеспечения компрессора, элементы которой в основном располагаются в турбоблоке. Фильтры очистки масла для удобства обслуживания размещены в отсеке маслоагрегатов блока обеспечения.
Управление, регулирование и контроль по основным параметрам, обеспечение защит, а также представление информации о состоянии ГПА оператору и задание оператором режимов и команд обеспечивается системой автоматического управления (САУ)ГПА.
Наблюдение за работой ГПА производит оператор на пульте дистанционного управления и контроля, установленного в изолированном помещении компрессорной станции. Контрольно-измерительная аппаратура (САУ) ГПА и силовой автоматики размещена в блоке управления. Датчики САУ и исполнительные механизмы размещены в блоках, узлах и системах ГПА.
Запуск агрегата производится турбостартером двигателя, работающем на природном газе. Турбостартер раскручивает вал осевого компрессора ГТУ.
При вращении вала осевого компрессора происходит забор атмосферного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством, сжатие и подача в камеру сгорания. При достижении частоты вращения компрессора двигателя (7200 об/ мин) в камере сгорания создается требуемое для запуска двигателя, давление. В камере сгорания топливо (природный газ) смешивается с воздухом и происходит воспламенение смеси от запального устройства, при этом турбостартер автоматически отключается.
Продукты сгорания из камеры сгорания направляются на лопатки турбины газогенератора, а затем по газопроводу – на свободную турбину, где их энергия преобразуется в механическую энергию, передаваемую через трансмиссию на вал компрессора.
Отработанные газы через систему выхлопа ГТУ выбрасываются в атмосферу.
5. Охлаждение газа
В процессе компримирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС.
Конструктивно аппараты воздушного охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные (АВЗ), шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК). Принцип действия аппарата состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам.
Материальное исполнение оребренных труб определяет подразделение аппаратов воздушного охлаждения на следующие группы:
· Б1-Б5 (с биметаллическими трубами), в которых внутренние трубы выполнены из углеродистой или нержавеющей стали, а оребрение из латуни или алюминия,
· М1У и М1А – монометаллические трубы с оребрением из алюминия, латуни и др.
Материал труб должен быть коррозийно-стойким к воздействию рабочей среды (газа), а материал ребер имеет коррозийную стойкость к атмосферному воздействию.
Длина труб в аппаратах воздушного охлаждения составляет 1,5; 3; 4; 6; 8 м; они собраны в секции, в каждой из которых имеется четыре, шесть или восемь рядов труб.
В зависимости от назначения различают следующие аппараты воздушного охлаждения: для легких продуктов, для мелких потоков, для вязких продуктов или для высоковязких продуктов.
Компоновка охлаждающих секций в аппаратах, используемых для охлаждения природного газа, горизонтальная или зигзагообразная. На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентиляторов через диффузор. Для избегания разрыва лопастей под действием центробежных сил окружные скорости лопастей вентилятора не превышают 60-65 м/с. Поэтому привод вентилятора осуществляется электродвигателем через угловой редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя. Лопасти вентилятора, как правило, выполняются штампованными.
В зависимости от условий эксплуатации выпускают аппараты воздушного охлаждения нескольких типов: Ж – с жалюзи; Н – С приводом для работы во взрывоопасной среде; В – с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 – с тихоходным электродвигателем. Кроме того, возможны следующие варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р – ручной; П – пневматический; Э – электромеханический; У – с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентилятором. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха, что дает возможность в значительных пределах регулировать температуру газа при изменении температуры наружного воздуха.
В зависимости от условий эксплуатации аппараты воздушного охлаждения также могут быть поставлены с увлажнителем.
Привод вентилятора аппарата воздушного охлаждения осуществляется от электродвигателя через редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя.
Техническая характеристика АВГ-160-Б1-1
Рабочее давление 17,0 Мпа
Пробное давление 24,4 Мпа
Поверхность теплообмена 9940 м 2
Рабочая среда природный газ, жидкие углеводороды
Число рядов труб 6
Число ходов по трубному пространству 3
Число теплообменных секций в аппарате. Шт. 4
Объем трубного пространства, м 3 3,85
мощность 30 кВт
скорость вращения 428 об/мин
количество на аппарат 4 шт.
тип колеса Осевой
диаметр колеса 2800 мм
количество лопастей 8 шт.
количество на аппарат 4 шт.
максимальный угол установки лопастей, град 15
6. Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа
Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа предназначена для подготовки газа с целью использования его в качестве топлива для двигателя ГПА, для запуска газотурбинных двигателей, а также подготовки импульсного газа для управления пневмокранами.
– для очистки газа от жидкости и мехпримесей в блоке очистки газа;
– для замера общего количества газа, поступившего в блок замера;
– для замера количества только топливного газа в блоке замера;
– для редуцирования топливного и пускового газа в блоке редуцирования;
– для осушки и хранения импульсного газа в блоке осушки и хранения импульсного газа.
Таблица 6. – Техническая характеристика блок очистки газа (БО-1)
Технические характеристики и режим работы циклонных пылеуловителей и сепараторов, устанавливаемых для очистки газа от твердых и жидких примесей. Принцип действия газоперекачивающего агрегата. Эксплуатация системы снабжения горюче-смазочными материалами.
Источник: stud.wiki
Особенности работы бустеров (дожимных компрессоров)
Дожимные компрессоры, иначе называемые бустерами – это установки, предназначенные для локального значительного увеличения давления газа (до 40-400 бар) после его предварительного сжатия компрессором первой ступени (до 5-15 бар), что, впрочем, уже следует из их названия. По сути, они являются компрессорами второй ступени, основным преимуществом которых является компактность и мобильность.
Поскольку обычно лишь небольшая часть оборудования использует при работе воздух со столь значительным давлением, его наличие требуется не повсеместно, а лишь на отдельных производственных объектах. Приобретение, монтаж и содержание громоздкого стационарного компрессора высокого давления, а также трубопроводов для передачи на расстояние сжатого газа с такими характеристиками давления потребуют значительных средств. В данном случае применение бустера позволяет значительно сократить капитальные затраты на производство и транспортировку воздуха высокого давления, тем более, если на предприятии уже существует пневмосистема.
Конструктивно бустер представляет собой обычный поршневой компрессор, но, так как он должен обеспечивать высокое давление при достаточно скромных габаритах, при изготовлении его деталей используются высокопрочные материалы и технологии, обеспечивающие их высокий ресурс. Рассмотрим основные детали и узлы данного агрегата на рисунке который приведен ниже:
Принцип работы бустера заключается в том, что крутящий момент передается от электродвигателя через клиноременную передачу на ведомый вал поршневого блока. Окружающий воздух всасывается через воздушный фильтр и поступает в цилиндр первой ступени, где происходит его предварительное сжатие. Предварительно сжатый воздух из цилиндра первой ступени, проходя через радиатор (межступенчатый охладитель) охлаждается и всасывается в цилиндр второй ступени, где происходит окончательное сжатие воздуха. Затем воздух по воздухопроводам через обратный клапан нагнетается в воздушную сеть. При достижении максимального давления в воздушной сети телепрессостат размыкает электрическую цепь питания электродвигателя, он останавливается, компрессор переходит в режим “ОЖИДАНИЕ”. Одновременно выпускной клапан, установленный на телепрессостате, сбрасывает давление с блока поршневого, нагнетательного воздухопровода и коллектора.
При снижении давления в воздушной сети до минимального значения компрессор включается в работу автоматически. Цилиндры компрессора, картер, радиатор и воздухопроводы охлаждаются потоком воздуха, идущего от лопастей ведомого шкива.
Существует ряд особенностей работы дожимного компрессора, на которые следует обратить внимание.
Первой особенностью работы бустера является необходимое начальное давление воздуха на входе, благодаря чему, собственно, и становится возможным достижение необходимых параметров давления на выходе. А поскольку сжатый воздух поступает из производственной пневматической сети, отпадает необходимость его дополнительной подготовки (осушения и очистки).
Чем выше степень сжатия воздуха, тем большее количество теплоты выделяется, следовательно, тем сильнее нагревается компрессор. Для нормальной работы бустера требуется эффективное охлаждение, обеспечить которое может выполнение нескольких обязательных требований. Первое – строгое соблюдение минимального расстояния до стен помещения и другого оборудования (как правило, 1м) для обеспечения циркуляции охлаждающего воздуха. При использовании нескольких бустеров необходимо следить, чтобы нагретый воздух от любого из них не попадал на охлаждение других. Еще одно требование – из помещения, в котором работает дожимной компрессор, нужен постоянный отвод нагретого воздуха и приток свежего. Если штатная вентиляция, окна и проемы в стенах не могут обеспечить достаточный воздухообмен, следует дополнительно использовать вентиляторы.
Еще одна особенность бустера – возможность установки на любой твердой ровной поверхности без дополнительной ее подготовки. Поскольку винтовой компрессор также не требует специальных фундаментов, применение этих двух агрегатов в комплексе является практичным и экономически выгодным решением в условиях, когда необходимо обеспечить значительное давление газа в локальном масштабе.
Современные дожимные компрессоры управляются в автоматическом режиме и оснащены системой защиты, которая контролирует давление воздуха на входе, температурный режим и другие рабочие параметры и отключает агрегат в случае возможности его повреждения.
Если у вас есть вопросы, касающиеся выбора или эксплуатации дожимных компрессоров, вы можете задать их нашим специалистам. Пожалуйста, перейдите в раздел «Контакты» и выберите удобный для вас вид связи. В кратчайшие сроки мы предоставим всю интересующую вас информацию.
Особенности работы бустеров (дожимных компрессоров) Дожимные компрессоры, иначе называемые бустерами – это установки, предназначенные для локального значительного увеличения давления газа (до
Источник: www.pnevmomagazin.ru
Эксплуатация дожимной компрессорной станции “Южносоленинская”
Технологический процесс и схемы дожимной компрессорной станции. Назначение запорной арматуры, характеристика и применение внутритрубного сепаратора. Описание аппаратов воздушного охлаждения, положения пуска и остановки производственного объекта.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ И НАУКЕ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»
Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине
«Проектирование и эксплуатация НС»
Выполнил: студент гр. МТз – 02
Проверил: доцент, к.т.н.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ (Кр)
Дисциплина Проектирование и эксплуатация НС и КС
Тема Эксплуатация ДКС «Южносоленинская»
Исходные данные по месту работы
Содержание Ведение. Характеристика перекачиваемого продукта. Характеристика ДКС. Характеристика оборудования ДКС. Характеристика вспомогательных систем ДКС. Эксплуатация цеха перекачки на ДКС. Техника безопасности при эксплуатации цеха перекачки ДКС.
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ
3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ДКС
3.1 КОМПРЕССОРНЫЙ ЦЕХ
3.1.1 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
3.2 СИСТЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ С ЗАПОРНОЙ АРМАТУРОЙ
3.2.1 НАЗНАЧЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ (КРАНОВ), СИСТЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА
3.2.2 СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ РАЗГРУЗОЧНЫХ УЗЛОВ № 1, 2, 3
3.2.3 НАЗНАЧЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ (КРАНОВ) ОБВЯЗКИ НАГНЕТАТЕЛЯ
3.2.4 ВНУТРИТРУБНЫЙ СЕПАРАТОР (ВТС)
3.2.5 ПЫЛЕУЛОВИТЕЛИ (ПУ-1, ПУ-2)
3.2.6 АППАРАТЫ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ (АВО-1, АВО-2)
3.3 ЦЕХ СБОРА КОНДЕНСАТА (ЦСК)
3.3.1 ПОРЯДОК РАБОТЫ ЦСК
3.4 ЦЕХ ПОДОГРЕВА ТОПЛИВНОГО ГАЗА (ЦПТГ)
3.4.1 ПОРЯДОК РАБОТЫ ППТГ
3.5 БЛОК ПОДГОТОВКИ ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО И ИМПУЛЬСНОГО ГАЗА(БПТПГ)
3.5.1 ПОРЯДОК РАБОТЫ БТПГ
3.6 СИСТЕМА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО И ИМПУЛЬСНОГО ГАЗА
4. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
4.1 ПОДГОТОВКА К ПУСКУ
4.2 ПРОВЕРКА ГОТОВНОСТИ К ПУСКУ
4.3 ПЕРВЫЙ ПУСК АГРЕГАТА
4.4 ХОЛОДНАЯ ПРОКРУТКА
4.5 ПОРЯДОК ПУСКА ГПА (ГОРЯЧИЙ ПУСК)
4.6 НОРМАЛЬНЫЙ ОСТАНОВ ГПА
4.7 АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ ГПА
4.8 ЗАГРУЗКА ГПА В МАГИСТРАЛЬ
4.9 ПУСК ДКС В РАБОТУ
4.10 ПУСК РЕЗЕРВНОГО ГПА В РАБОТУ
4.11 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ГПА-Ц-6,3
5. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
6. БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА
Дожимная компрессорная станция (ДКС) служит для обеспечения необходимого давления во внутри промысловом коллекторе и транспорта природного газа от промыслов к потребителям.
Транспортируемый через ДКС природный газ называется технологическим в отличие от импульсного, пускового и топливного газа, используемых для собственных нужд станции.
Основной объект ДКС – компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Кроме компрессорного цеха в комплекс ДКС входят: котельная, обще станционные системы водоснабжения и канализации с насосной станцией, дизельная электростанция АС-804 и трансформаторная подстанция.
К вспомогательным системам относятся печи подогрева топливного газа (ППТГ), блок подготовки топливного, пускового, импульсного газа (БПТПГ), цех сбора конденсата (ЦСК), склад ГСМ с системой насосов, аппарат воздушного охлаждения технологического газа (АВО), пылеуловители (ПУ), система технологического газа с запорной арматурой, системы пускового, топливного, импульсного газа с запорной арматурой.
Основные производственные задачи ДКС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы основного и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.
Технологический режим работы ДКС определяется режимом газопередачи промыслового коллектора. Неравномерность потребления газа определяет напряженную работу ДКС.
Регулирование производительности может быть осуществлено следующими методами:
– изменение частоты вращения нагнетателя;
– перепуск газа со стороны выкида нагнетателя на сторону всасывания с помощью разгрузочных узлов.
Оперативное руководство режимом работы ДКС и промыслового коллектора осуществляется ПО ГПУ.
Режим работы компрессорной станции круглосуточный и круглогодичный, поэтому оборудование и системы ДКС обслуживаются сменным персоналом. В своей деятельности обслуживающий персонал ДКС руководствуется положением о компрессорной станции, регламентом об эксплуатации магистральных газопроводов, должностными инструкциями, производственным планом, приказами и распоряжениями руководства ГПУ и вышестоящих органов, правилами техники безопасности и технической эксплуатации, производственными инструкциями и правилами внутреннего распорядка.
Генеральный проектировщик – институт ВНИПИГаздобыча г.Саратов.
I очередь ДКС введена в эксплуатацию в 1985 г.
II очередь ДКС введена в эксплуатацию в 1999 году.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ
Исходным сырьём является природный газ, который состоит в основном из метана СН4 ( от 82 до 98 % по объёму ). Метан имеет следующие характеристики:
– теплота сгорания – Q – количество теплоты ( в килокалориях или килоджоулях), которая выделяется при полном сгорании 1м 3 газа. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Для метана Qн-8570Ккал./м 3 ,Qв-9510 Ккал./м 3 ;
– температура воспламенения – для зажигания газовоздушной смеси необходимо нагреть ее до температуры воспламенения т.е. до минимальной начальной температуры, при которой начинается горение.
Для метана наиболее низкая температура воспламенения – 545 0 С; -плотность – p – плотность газа – количество газа в килограммах содержащиеся в одном м 3 газа при 0гр.С и давлении760 мм ртутного столба. Плотность метана составляет – 0,072 МПа. Для определения некоторых свойств газа применяют относительную плотность по воздуху.
Плотность воздуха при 0гр.С и 760 мм рт. ст. равна 0,1293 МПа относительная плотность метана по воздуху 0,55;
Пределы воспламенения (взрываемости)-газовоздушная смесь может воспламеняться при определенных соотношениях газа и воздуха, наименьшее и наибольшее значение содержание газа в смеси, в пределах между которыми возможно воспламенение ,называют соответственно нижним и верхним пределом взрываемости. Эти же пределы соответствуют и условиям взрываемости газовоздушных смесей.
– пределы воспламенения 5 – 15 об.%;
– скорость горения ( распространение пламени ) для метана – 0,67 м/сек;
– упругость насыщенных паров – это такое давление, при котором жидкость находиться в равновесии с паром при заданной температуре;
– влажность газа – это массовое содержание воды в единице объема газа;
– кристаллогидраты – это соединение молекул углеводородных газов с водой. При этом кристаллическая решетка построена из молекул воды, а молекулы газа расположены внутри этой решетки. На образование кристаллогидратов влияют температура и давление, состав газа, условия динамического состояния газа, турбулентность потока и его дросселирование, физические свойства поверхности труб и наличие механических примесей, наличие электрического поля.
3. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ДКС
Технологический процесс на ДКС представляет собой комплекс меро-
приятий по очистке, комплемированию, охлаждению газа и предназначен обеспечивать работоспособность скважин с низким пластовым давлением.
Первичная очистка газа от жидкости осуществляется внутритрубным сепаратором (ВТС), находящемся на входном трубопроводе после крана № 7.
Вторичная очистка газа от жидкости и механических примесей осуществляется пылеуловителями циклонного типа ПУ-1, ПУ-2 ГП 144.00.000.
Основная задача при комплемировании газа – это поддержание минимально возможного давления газа на входе ДКС, что обусловлено техническими характеристиками используемых нагнетателей, погодными условиями и отбором газа потребителем. Для компемирования газа используются два компрессорных цеха условно называемые:
I очередь – агрегаты ГПА-Ц-6,3 № 1,2,3 с нагнетателями типа НЦ-6,3-56/1,45 с минимальным давлением всаса 2 МПа и номинальной степенью сжатия 1,45;
II очередь – агрегаты ГПА-Ц-6,3 № 4,5 с нагнетателями типа НЦВ-6,3-29/1,65 с минимальным давлением всаса 1,58 МПа и номинальной степенью сжатия 1,65.
На данном этапе все агрегаты включены параллельно, в режиме “Магистраль” работает только один агрегат.
Поддержание минимально допустимого входного давления осуществляется изменением числа оборотов свободной турбины, перепуском газа с выхода на вход на разгрузочном узле № 1 кран № 6 ра Ду 150 Ру 64, изменением расхода технологического газа.
Технологическая обвязка ДКС выполнена с учетом работы нагнетателей II и I очередей последовательно.
Для охлаждения транспортируемого газа на выходе II очереди ДКС установлены аппараты воздушного охлаждения (АВО) 2АВГ-75С, на выходе I очереди установлен АВО импортного исполнения (Франция).
3.1 КОМПРЕССОРНЫЙ ЦЕХ
Компрессорный цех включает в себя:
– ГПА-Ц-6,3/56-1,45 станционные номера № 1,2,3 – I очередь;
– ГПА-Ц-6,3В/29-1,65 станционные номера № 4,5 – II очередь.
Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3 представляет собой блочную, комплектную установку с газотурбинным авиационным приводом НК-12СТ серии 02 мощностью 6,3 МВт и предназначен для транспортировки природного газа по магистральным газопроводам для установки на дожимных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ). Нагнетатель центробежного типа:
– на ГПА-Ц-6,3/56-1,45 с горизонтальным разъемом;
– на ГПА-Ц-6,3В/29-1,65 с вертикальным разъемом.
Агрегат обеспечивает нормальную работоспособность при температуре окружающего воздуха от 233К (-40 0 С) до 318 К (+45 0 С).
3.1.1 Основные технические характеристики
Таблица 3. 1 Основные технические характеристики ГПА
Наименование параметра и размера
Производительность, приведенная к температуре 288 К (+15 0 С и давлению 0,101 МПа(1,033 атм), млн. м 3 /сут, не менее
Производительность, приведенная к температуре 293 К (+20 0 С) и давлению 0,101 МПа
(1,033 атм.), млн. м 3 /сут, не менее
Производительность по условиям всасывания, м 3 /мин, не менее
Давление начальное, МПа ( КГС /см 2 )
Давление конечное, МПа ( КГС /см 2 )
Отношения давлений (расчетное)
Политропный К.П.Д. нагнетателя, 0 /0,не менее
Эффективный К.П.Д. двигателя в составе ГПА с учетом потерь на входе через ВОУ и выходе выхлопного устройства, 0 /,
Мощность на вале силовой турбины, кВт
Частота вращения роторов свободной турбины и нагнетателя, С -1 (об/мин)
Расчетная температура газа на входе в нагнетатель, К ( 0 С)
Расход топливного газа на номинальном режиме, КГС /с ( КГ /ч), не более
Давление топливного газа на входе в двигатель, МПа ( КГС /см 2 )
Расход пускового газа при температуре на входе от 218К до 323 К (от -50 0 С до +50 0 С)
Расход пускового газа на один пуск. кг
Давление пускового газа МПа ( КГ /см 2 )
Габаритные размеры агрегата, М, не более,
Масса агрегата (сухая) в объеме
Примечание: При отрицательных температурах наружного воздуха допускается повышение мощности до 20 % от номинальной. Номинальная мощность 6300 кВт сохраняется до температуры наружного воздуха 308 К (+35 С)
ГПА представляет собой – установку, состоящую из стыкуемых между собой на месте эксплуатации отдельных блоков:
Турбоблок— является базовой сборочной единицей агрегата и включает в себя следующие основные сборочные единицы:
– вал торсионный с кожухом;
Блок систем обеспечения, в котором для удобства обслуживания агрегата, размещено вспомогательное оборудование. Блок систем обеспечения (БСО) соединяется с турбоблоком через гибкий переходник и состоит из:
Блок маслоохладителей с шумоглушителем всаса.
Блоки расположены на одной раме и предназначены для охлаждения масла, циркулирующего в системе масло обеспечения агрегата и тушения шума всасываемого воздуха поступающего на вход двигателя. Состоят из следующих узлов: каркаса; маслоохладителей; шумоглушителей всаса.
Устройство выхлопное – предназначено для выброса выхлопных газов двигателя НК-12 СТ, а также для вентиляции отсека двигателя.
Выхлопные газы из улиток и воздух, поступаемые из отсека двигателя, попадают в шахту выхлопного устройства, где происходит смешение потоков и снижение их скорости за счет резкого увеличения сечения шахты.
Устройство воздухоочистительное (ВОУ) – предназначено для очистки от пыли циклового воздуха, поступающего из атмосферы в осевой компрессор двигателя НК-12 СТ, с целью уменьшения эрозионного износа лопаточного аппарата и отложений пыли в проточной части компрессора, снижающих экономичность, мощность и долговечность двигателя.
Шумоглушитель выхлопа – предназначен для глушения шума выхлопа и установлен на верхнем фланце выхлопного устройства, состоит из каркаса с приваренными к нему щитами и двух рядов параллельно и равномерно установленных по сечению тракта звукопоглощающих пластин.
Система подогрева циклового воздуха – предназначена для предохранения всасывающего тракта двигателя НК-12 СТ от обледенения в диапазоне температур атмосферного воздуха от минус 10 0 С до +3 0 С.
Система обогрева турбоблока – предназначена для разогрева агрегата в холодное время года перед пуском; обеспечения нормальных температурных условий для работы приборов и оборудования, установленных в отсеках агрегата; обеспечения нормальных условий работы обслуживающего персонала в период проведения регламентных и ремонтных работ. Обогрев осуществляется горячим воздухом, отбираемым от работающего двигателя НК-12 СТ за 7-ступенью компрессора, в количестве 0,1 КГ /сек (Т = 280 0 С, Р = 0,862 МПа).
Система пожаротушения автоматическая (АСП) – обеспечивает пожарную защиту отсеков двигателя, нагнетателя и маслоагрегатов за счет своевременного обнаружения очага загорания и последующего подавления его путем автоматической подачи огнегасящего вещества. АСП оборудуется каждый агрегат в соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ) и “Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного оборудования электроустановок” (ПИРРЭ) отсеки блоков агрегата классифицируются:
– отсек нагнетателя взрывоопасное помещение класса В-1а при категории и группе смеси 11А-Т14
– отсеки двигателя и маслоагрегатов – пожароопасные помещения класса П-1.
Основным источником пожароопасности в агрегате является природный газ, перекачиваемый нагнетателем, а также используемый в качестве топлива при работе двигателя НК-12СТ, и масло ТП-22, используемое в системе смазки и уплотнения. Возможные утечки, в случае нарушения герметичности отсеков или по другим причинам, создают взрывоопасные смеси воздуха при концентрации последнего.
Автоматическая система пожаротушения включает в себя: отсек пожаротушения; устройства линейные с оросителями; средства управления и сигнализации.
Система масляная – включает в себя две системы:
– систему масляную нагнетателя;
– систему масляную двигателя НК-12 СТ.
Система масляная нагнетателя состоит из двух систем:
– система смазки нагнетателя;
– система уплотнительного масла нагнетателя.
В газоперекачивающем агрегате применима циркулирующая система смазки двигателя НК-12 СТ и нагнетателя (см.таблицу 3.2).
Автоматизированная система управления комплектуется:
– ГПА-Ц-6,3В/29-1,65 – установкой А-705-15-06;
– ГПА-Ц-6,3/56-1,45 – установкой АСУ ГПА-Ц-6,3.
Установки размещены на главном щите управления и обеспечивают работу агрегата на всех режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Таблица 3.2 Технические характеристики масляной системы
Технологический процесс и схемы дожимной компрессорной станции. Назначение запорной арматуры, характеристика и применение внутритрубного сепаратора. Описание аппаратов воздушного охлаждения, положения пуска и остановки производственного объекта.
Источник: otherreferats.allbest.ru
Станьте первым!