Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Оборудование компрессорной станции (ДКС)
Содержание
|
[1]
[2] [2.1] 1.1 Очистка газа
[3] [3.1] 2.1 Нормы технологического режима. [3.2] 2.2.Пуск в работу. Эксплуатация. Остановка [3.3] 2.3 Работа аппаратов. Остановка [4] 3.Сепаратор.Общая характеристика производства [4.1] 3.1 Описание технологического процесса и схемы установки [4.2] 3.2.Технические характеристики [5] 4. Устройство и работа ГПА
[6]
[7]
[8] [8.1] 7.1Система воздухоснабжения [8.2]
[8.3] [8.4] 7.3 Установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа
[9] |
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 подго товки 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
|
Параметр |
Месяц |
||||
|
май |
июнь |
июль |
август |
сентябрь |
|
|
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 |
36.10 |
40.60 |
40.60 |
40.60 |
53.30 |
|
4.90 |
|||||
|
9.11 |
10.71 |
12.41 |
14.21 |
14.68 |
|
|
10.0 |
|||||
|
40 |
|||||
|
Таблица 2-режим работы ДКС-2 в период отбора |
|||||
|
Параметр |
Месяц |
||||
|
декабрь |
январь |
февраль |
март |
||
|
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 |
53.70 8.19 |
42.90 5.79 |
25.00 4.75 |
15.60 4.75 |
|
|
9.50 |
|||||
|
4.70...4.10 |
|||||
|
4.00 |
|||||
|
9.30 6.98 |
8.60 5.65 |
5.10...3.4 4.90 |
|||
|
9.50 |
|||||
|
4.67...1.12 |
|||||
|
4.00 |
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
С5+в-0.369
Относительная плотность газа 0.593
В целях предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе ДКС-2 устанавливается очистка газа от твердых и жидких примесей.
Предусматривается двухступенчатая очистка - в пылеуловителях (I ступень) и фильтр-сепараторах (II ступень) с системой газосберегающей продувки аппара тов от механических примесей и жидкости, и возможностью отбора очищенного газа низкого давления для установки подготовки топливного, пускового и им пульсного 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 каж дый блок на Рр = 7.45 МПа;
• два блока емкости технологической для сбора жидкости V = 12.5 м на Рр 7.45 МПа.
Тип . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . БП-1
Давление, МПа Корпуса Подогревателя
рабочее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7,5 0,8
расчетное . . . . . . . . . . . . . . . . . 7,5 1,0
пробное при гидроиспытании
в вертикальном положении
аппарата . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9,38 1,25
Температура, С:
рабочая среда ……………………………………………….от 0 до 30
расчетная стенки …………………………………………………80
минимально допустимая отрицательная стенки…………минус 45
Размеры, мм:
ширина …………………………………………………………..4585
высота . . . . . . . . . . . ……………………………………………..8465
Масса пустого блока, кг……………………………….......................26103
Площадь поверхности нагрева, м2…………………………………...2,4
Расчетный срок службы, лет………………………………………….20
Допустимая сейсмичность, балл………………………………………6
Технология процесса.
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.
Таблица 3-нормы технологического режима
|
п\п |
Наименование оборудования |
Рраб, МПа max |
Т раб.стенки, °С |
||
|
Мах |
Min |
||||
|
1 |
Пылеуловитель |
5,5 |
100 |
-48 |
|
|
2 |
Емкость для сбора конденсата |
5,5 |
100 |
-48 |
|
|
3 |
Дренажная емкость |
5,5 |
100 |
-48 |
Аппарат на месте монтажа перед пуском в эксплуатацию, а так же периодически в процессе эксплуатации, должен подвергаться гидравлическим (пневматическим) испытаниям в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03), требованиям документации, прилагаемой к аппарату, и технологическим регламентом. Аппарат не подлежит регистрации в органах Госгортехнадзор России в соответствии с главой 6.2 п.6.2.2 «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» (ПБ 03-576-03).
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 0,5МПа в минуту;
- при заполнении аппарата подача газа и жидкости должна производиться постепенно в избежании 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.
Режим работы аппарата и основные эксплуатационные параметры технологического процесса должны соответствовать требованиям данного регламента и расчетным показателям аппарата, принятым в технической документации.
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 (0.08МПа);
- 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 взависимости 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.
|
Таблица |
4-состав очищаемого газа |
|
|
№ |
Параметры |
Показатели |
|
1 |
Удельный вес, кг/м |
0,684 |
|
2 |
Сернистые соединения, мг/м3 |
3,25 |
|
3 |
Теплоемкость, ккал/м3 |
7980 |
|
4 |
Состав, % масс. |
|
|
Метан |
98,115 |
|
|
Углекислый газ |
0,020 |
|
|
Этан |
0,502 |
|
|
Пропан |
0,223 |
|
|
Изобутан |
0,057 |
|
|
Нормбутан |
0,042 |
|
|
Изопентан |
0,013 |
|
|
Нормпентан |
0,01 |
|
|
Азот |
1,013 |
|
|
Кислород |
0,005 |
- 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.
- Технические характеристики аппарата указаны в приложении 1.
1.Технологическая схема сепарирования природного газа (очистка от воды, конденсата и механических примесей) соответствует проектной разработке.
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
Аппарат имеет следующие основные технические характеристики:
- Техническая характеристика аппарата
Таблица 5-техническая характеристика аппарата
|
Параметры |
Корпус |
Подогреватель |
||
|
Давление, МПа |
Рабочее |
16,0 |
0,6 |
|
|
Расчетное |
16,0 |
0,8 |
||
|
Пробное при гидравлическом испытании* |
20,0 |
0 |
||
|
Характеристика Температура, °С 1 среды |
Расчетная стенки |
40 |
150 |
|
|
Минимальная рабочей среды |
0 |
- |
Продолжение таблицы 5-техническая характеристика аппарата
|
Максимальная рабочей среды |
30 |
115 |
||
|
Состав, % мае. |
Природный газ шС7 до С, с содержанием (% мольн.): COr0,31;H2S-0.002;N2, углеводородный конденсат |
Вода |
||
|
Взрывоопасная, пожароопасная |
Да |
- |
||
|
Число циклов нагружения за срок службы, не более |
1000 |
|||
|
|
Внутренний обьем вместимость) м3 |
22,7 |
||
|
Площадь поверхности нагрева, и2 |
3,6 |
|||
|
Массовый расход доносителя кг/ч, не более |
360,0 |
|||
|
Небходимость теплоизоляции |
Да |
|||
|
Прибавка для компенсации коррозии, мм |
4 |
2 |
||
|
Ветровой район по СНиП 2.01.07-85 |
IV |
|||
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
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 де кабря 1997 г. Г. Москва (Приложение 1) приняты агрегаты ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробеж ным нагнетателем фирмы ТЕРМОДИН, имеющий параллельно-последовательный принцип работы.Завод-изготовитель НПО «Искра» г. Пермь.Сжатие осуществляется в одном корпусе с помощью двух отдельных секций, со единенных 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 промежуточно го охлаждения. Проточная часть нагнетателя выбрана с ше стью 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 кгМасса 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 параллель ной работы.
Так как газ на ДКС-2 с Канчуринского и Мусинского ПХГ в период отбора при ходит 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 аг регата основан на повышении давления газа на выходе из агрегата до уров ня, 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 жизнеобес печения ГПА установлены в блоках и узлах.
В качестве привода компрессора в ГПА используется газо турбинная установка ГТУ-10П (86-00-900-01, 86-00-900-02), входящая в блок силовой БС.ГПА-10ПХГ-01.0000-000, поставляемый поТУ 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 обслу живающего персонала при проведении профилактических и регламентных работ с агрегатами и аппаратурой. ГПА также оборудован рабочим и аварий ным 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, размещенны ми на стенах БО и контейнера турбоблока соответственно.
В отсеках БО размещены элементы системы маслообеспечения ГТУ и системы пожаротушения.
На крыше..БО_ установлены аппараты воздушного охлаж дения масла, с помощью которых производится охлаждение масла, циркули рующего в системах маслообеспечения ГТУ поз.5 и компрессора RC7-6B.
Для отвода масла, конденсата, атмосферной влаги, скапливаю щихся 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 пожа ров ГПА оборудован системой пожаротушения
Работа ГПАПерекачиваемый газ по магистральному газопроводу через вса сывающий патрубок поступает в центробежный компрессор, где происходит его сжатие и подача через нагнетательный патрубок и далее в контур за качки газа(последовательный режим). При паралелльном режиме газ прохо дит 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 пре образующая энергию горения топлива в механическую энергию свободной турбины.
Подготовка и подача циклового воздуха двигателя ГТУ обеспе чивается системой всаса, отвод отработанных газов – системой выхлопного тракта.
Топливный и пусковой газ, подготовленный в соответствии с требованиями дополнительно очищаются фильтрами систе мы подачи топливного и пускового газа.
Подготовка и подача масла для двигателя обеспечивается
системой маслообеспечения ГТУ, элементы которой в основном распола гаются 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 дистан ционного управления и контроля, установленного в изолированном поме щении 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, рабо тающем на природном газе. Турбостартер раскручивает вал осевого компрес сора ГТУ.
При вращении вала осевого компрессора происходит забор атмосфер ного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством, сжатие и по дача 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 тур бины газогенератора, а затем по газопроводу – на свободную турбину, где их энергия преобразуется в механическую энергию, передаваемую через транс миссию на вал компрессора.
Отработанные газы через систему выхлопа ГТУ выбрасываются в ат мосферу.
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:
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; 8м; 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 избежания 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 м2
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, м3……………………………………3,85
Электродвигатель:
тип . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ВАСО4-30-14-У1
мощность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 30 кВт
скорость вращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 428 об/мин
количество на аппарат . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 шт.
Вентилятор:
тип колеса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . ………. Осевой
диаметр колеса . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . ……….. 2800 мм
количество лопастей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ………… 8 шт.
количество на аппарат . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ……… 4 шт.
максимальный угол установки лопастей, град………………..15
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.
Установка предназначена:
- 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.
|
Давление, Мпа: |
||
|
Рабочее |
7,5 |
|
|
Расчетное |
7,5 |
|
|
Пробное |
9,37 |
|
|
Температура, °С: |
||
|
Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки, |
100 |
|
|
находящейся под давлением |
минус 40 |
|
|
минимальная рабочей среды |
0 |
|
|
максимальная рабочей среды |
40 |
|
|
Среда |
||
|
наименование |
Природный газ содержанием С02-1% мол., углеводородный конденсат, вода |
|
|
характеристика |
Пожароопасная, взрывоопасная, класс опасности 3 по ГОСТ 12.1.007-76 |
Таблица 6-техническая характеристика блок очистки газа (БО-1)
|
Прибавка для компенсации коррозии, мм |
2 |
|
Расчетный срок службы, лет |
20 |
|
Масса пустого блока, кг, не более |
5200 |
Таблица 7-техническая характеристика блока замера газа (Б3-1)
|
Давление, Мпа: Рабочее Расчетное Пробное |
7,5 7,5 9,4 |
|
Температура, °С: Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением минимальная рабочей среды максимальная рабочей среды |
80 минус 40 минус 30 60 |
|
Среда наименование характеристика |
Природный газ (состав в % по объему: СН4- 98; С2Н6- 0,495; С02 - 0,31; С3Н8-0,19; С4Н10-0,033; N2-0,65) Пожароопасная, взрывоопасная, класс опасности 4 по ГОСТ 12.1.007-76 |
|
Прибавка для компенсации коррозии, мм |
2 |
|
Расчетный срок службы, лет |
20 |
|
Масса пустого блока, кг, не более |
2256 |
Таблица 8 Техническая характеристика блока редуцирования и замера газа на собственные нужды (КСБР-1)
|
Наименование |
До входа в РДУ |
После РДУ |
|
Давление, МПа Рабочее Расчетное Пробное |
7,5 7,5 9,4 |
0,6 0,8 0,8 |
|
Температура, °С Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением Минимальная рабочей среды Максимальная рабочей среды |
100 минус40 |
|
|
минус 40 |
Не менее 20 |
|
|
Среда: Наименование Характеристика |
2 по ГОСТ Р51330.9-99 Природный газ с содержанием СО2-0,1% мол. |
|
|
Класс взрывоопасной зоны |
Класс опасности 4 по ГОСТ 12.1.007-76, взрывоопасная, пожароопасная |
Таблица 9-Техническая характеристика блока подогревателя топливного газа(БПГ-1)
|
Наименование показателей |
Значения |
||
|
змеевика |
корпуса |
жаровой трубы |
|
|
Давление, МПа: Рабочее Расчетное Пробное |
7,5 7,5 11,0 |
Атмосферное 0,06 наливом воды |
|
|
Температура, °С: расчетная стенки минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением средняя наиболее холодной пятидневки минимальная рабочей среды максимальная рабочей среды |
100 |
220 |
|
|
минус 45 |
|||
|
минус 39 |
|||
|
от 0 до 30 |
— |
||
|
60 |
95 |
||
|
Среда наименование характеристика |
Природный газ |
40% водный раствор ДЭГа |
Дымовые газы |
Продолжение таблицы 9-Техническая характеристика блока подогревателя топливного газа(БПГ-1)
|
Прибавка для компенсации коррозии, мм |
2 |
||
|
Расчетный срок службы, лет |
10 |
20 |
Таблица 10-техническая характеристика подогревателя газа регенерации(БП-101)
|
Значения |
|||
|
Наименование показателей |
Линия газа регенерации |
Линия топливного газа |
|
|
До регулирующего клапана |
После регулирующего клапана |
||
|
Давление, МПа: Рабочее |
7,5 |
от 0,005 до 0,085 |
|
|
Расчетное |
7,8 |
0,3 |
|
|
Пробное |
13,5 |
0,5 |
|
|
Температура, °С: |
300 |
100 |
|
|
расчетная стенки |
|||
|
минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давление |
минус 45 |
Продолжение таблицы 10-техническая характеристика подогревателя газа регенерации(БП-101)
|
минимальная рабочей среды на входе |
60 |
40 |
|
|
на выходе |
|||
|
максимальная рабочей |
на входе |
___ |
___ |
Таблица 11-техническая характеристика блока редуцирования топливного и пускового газа (БТПГ-1)
|
Наименование показателей |
Топливный газ От входа После ДоРД РД |
Пусковой газ От входа После ДоРД РД |
|||
|
Давление, МПа: Рабочее, не более Расчетное Пробное при гидравлическом испытании |
7,5 7,5 9,4 |
3,52 3,64 4,6 |
7,5 7,5 9,4 |
0,8 0,83 1 |
|
|
Температура: Расчетная стенки Минимально допустимая элементов блока, |
80 |
||||
|
находящихся под давлением Средняя наиболее холодной пятидневки района установки |
Мин} Мин} |
/с 40 ^с39 |
|||
|
Минимальная рабочей среды |
35 |
35 |
|||
|
Максимальная рабочей среды |
60 |
- |
60 |
- |
|
Продолжение таблицы 11-техническая характеристика блока редуцирования топливного и пускового газа (БТПГ-1)
|
Среда |
Природный |
газ по |
ГОСТ 5542-87 |
|
|
Прибавка для компенсации коррозии, мм |
2 |
|||
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
|||
|
Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более |
0,08 |
|||
|
Категория и группа трубопроводов для контроля сварных соединений |
1Б |
|||
|
Герметичность |
Гидравлические испытания по ОСТ 26-18-5-88 |
|||
|
Масса, |
пустого |
3344 |
||
|
кг, не более |
При гидроиспытаниях |
3444 |
Система маслоснабжения предназначена для приема, хранения и выдачи масел, необходимых для работы ГПА.
Для смазки двигателя используется масло Мс-8п, для смазки нагнетателя - ТП-22с.
Безвозвратные потери масла ГТУ - не более 0.4 кг/маш.ч, нагнетателя - не более 0.3 кг/маш.ч.
Принятые объемы хранения масла, м
• системы нагнетателя 50
• системы двигателя 50
• отработанного нагнетателем 2 х 25
• отработанного двигателем 2 х 25
• для дизтоплива 50
Система воздухоснабжения предназначена для обеспечения:
• очищенным сухим сжатым воздухом исполнительных механизмов сис темы контроля и автоматики ДКС;
• сжатым воздухом при ремонтных работах.
К установке принята компрессорная сжатого воздуха в блочном исполнении. Производительность компрессорной 60 м3/ч
Давление сжатого воздуха 0.78 МПа
Газ в период закачки из пункта хозрасчетного замера по трубопроводу Ду 1000, переходящему в кольцевой коллектор Ду 700, поступает на установку очистки газа, где проходит двойную очистку от механических примесей в пылеуловите лях (I ступень) и от жидкости в фильтр-сепараторах (II ступень).
После установки очистки газ по четырем трубопроводам Ду 400 направляется на компримирование в компрессорный цех (КЦ) с 9-ю агрегатами ГПА-10 ПХГ-01 "Урал". После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охла ждения 1АВГ-160 и по двум трубопроводам Ду 400 направляется в цеха распре деления и сепарации газа Канчуринского и Мусинского ПХГ.
В период отбора газ Канчуринского ПХГ поступает на ДКС-2 с установки фильтр-сепараторов, газ Мусинского ПХГ - из цеха распределения и сепарации.
После компримирования и охлаждения газ подается на установку НТС.
Учитывая, что в период отбора газ поступает на ДКС-2 двумя потоками с разным давлением, в КЦ для компримирования газа Мусинского ПХГ разделительной арматурой в обвязке цеха выделены два агрегата.
Обвязка ГПА запроектирована модульная, с индивидуальным охлаждением скомпримированного газа в двух АВО типа 1 АВГ-160 для каждого ГПА. Каж дый модуль подключается параллельно к всасывающему и нагнетательному кол лекторам КЦ.
Для обеспечения пуска и останова ГПА, а также защиты от помпажа у каждого агрегата предусматривается клапан-регулятор "горячего" байпаса и пусковой контур Ду 300, проходящий через АВО.
Для защиты нагнетателя фирмы "ТЕРМОДИН" на входе каждого агрегата уста навливается сепаратор более тонкой очистки компримируемого газа.
Для нормальной работы компрессорного цеха к нему подводятся (и отводятся):
• топливный, пусковой и импульсный газ из установки подготовки топ ливного, пускового и импульсного газа;
• масло чистое и отработанное с (на) установки ГСМ;
• воздух ремонтный от компрессорной сжатого воздуха.
Все газовые коллекторы продуваются в атмосферу. Свечи газовых продувок вы водятся на 25 м за пределы площадки ДКС-2.
Размещение установки предусматривается в здании (кроме блока подогревателя газа).
Все оборудование принято в блочно-комплектном исполнении и состоит из сле дующих блоков:
• блок очистки газа - 1 шт.
• блок замера газа - 1 шт.
• блок редуцирования топливного и пускового газа - 1 шт.
• блок подогревателя топливного газа - 2 шт.
• блок редуцирования и замера газа на собственные
нужды - 1 шт.
• автоматизированная установка подготовки импульсного газа (УПИГ) - 1 шт.
Подвод газа к установке подготовки топливного, пускового и импульсного газа предусматривается от узла подключения ДКС-2 до и после крана № 20 и с выхо да газа после установки очистки (основной отбор).
Установка ГСМ
Установка ГСМ состоит из комплекса следующих сооружений в блочно-комплектном исполнении:
• насосные;
• три блока резервуаров по 50 мЗ;
• два блока резервуаров 2 х 25 мЗ;
• технологические трубопроводы.
На установке ГСМ предусмотрены ручная таль грузоподъемностью 5 тн.
Компрессорная сжатого воздуха
Компрессорная сжатого воздуха предусмотрена в блочно-комплектном исполне нии.
Технологическое оборудование компрессорной:
• два гаражных компрессора;
• аппарат воздушного охлаждения;
• теплообменник;
• продувочный бак;
• установка осушки воздуха.
Заключение
В данном курсовом проекте я рассмотрел технические решения технологической части дожимной компрессорной станции (ДКС-2) ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса. Было рассмотрено оборудование установленное на ДКС-2, очистка газа, природный газ и его свойства. Техническая характеристика циклонных пылеуловителей, нормы технологического режима, пуск в работу, эксплуатация, остановка. Работа аппаратов. Также сепаратор и его общая характеристика производства. Описание технологического процесса и схемы установки, Технические характеристики. Компримирование газа, устройство и работа ГПА, охлаждение газа, система подготовки топливного, пускового и импульсного газа, система снабжения горюче-смазочными материалами, система воздухоснабжения.
1. Общая ПЗ и ТЭ часть «Канчуринско-Мусинский ПХГ» 3912-ЭИ.ПЗ. гл.иженер М.Ю.Мокеев, Зам.ген.дир.по произв-ву В.В.Жмулин, Гл.инж.проектов В.В.Тулузаков.
2. ТЭО «Канчуринско-Мусинский ПХГ»3912-ТГС.ПЗ гл.иженер М.Ю.Мокеев, Зам.ген.дир.по произв-ву В.В.Жмулин, Гл.инж.проектов В.В.Тулузаков. г.Саратов 2003
3. ТЭО «Канчуринско-Мусинский ПХГ»3912-Л.ПЗ «сбор газа, лин.сооруж ПХГ» гл.иженер М.Ю.Мокеев, Зам.ген.дир.по произв-ву В.В.Жмулин, Гл.инж.проектов В.В.Тулузаков. г.Саратов 2003
4. ТЭО «Канчуринско-Мусинский ПХГ»3912-ТХ.ПЗ Начальник отдела МГ и КС О.Е.Кузнечиков, Гл. инж. В.Н.Есиков, Зав.гр. Т.В.Посынкина
5. ТЭО «Канчуринско-Мусинский ПХГ»3912-Т.ПЗ Начальник отдела Ю.А.Лексиков, Гл.тех.от. А.Н.Дкмон, Гл.спец. Н.Н.Никонорова
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
Разраб.
Провер.
Т. Контр.
Н. Контр.
Утверд.
Лит.
Листов
Реценз.
Масса
Масштаб
1
1 : 1
Продолжение таблицы6