Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.
Установка підготовки газу, призначена для підготовки, редукування і підтримки тиску газу на виході установки на заданому рівні при газопостачанні споживачів (населених пунктів, виробничих об'єктів і ін. Споруд, що використовують газ), а також для відділення і підготовки газового конденсату з продукції свердловин для подальшої його транспортування до місця зберігання або переробки.
Підготовка газу передбачається методом низькотемпературної сепарації.
Нестабільний конденсат в газонасишенном стані подається в конденсатопровод [1].
На малюнку показана структурна схема УКПГ-1.
Структурна схема УКПГ-1В
газ компресорний технологічний
До складу основних технологічних об'єктів установки підготовки газу абсорбційним методом входять:
- газопровід підключення УКПГ до промислового газопроводу;
- пункт перемикає апаратури (ППА);
- дожимная компресорна станція (з цехом очищення газу);
- установка осушки газу;
- установка регенерації адсорбенту;
- вузол госпрозрахункового виміру газу.
Є також велика кількість допоміжних об'єктів, що забезпечують функціонування УКПГ.
Газ від кущів свердловин по газопроводах-шлейфам подається на УКПГ, де проходить вузли входу шлейфів (ППА) і через систему колекторів надходить на дотискну компресорну станцію. На ДКС передбачена очистка газу від механічних домішок і краплинної рідини, компримування газу, охолодження компримованого газу. Після ДКС газ з тиском 6,2-7,5 МПа надходить на установку підготовки газу УКПГ.
Підготовка газу здійснюється за схемою гликолевой осушення в абсорбера з подальшим охолодженням до температури мінус 2 о С. Осушення газу проводиться на дев'яти технологічних лініях пропускною спроможністю 10 млн. М 3 / сут.
Відновлення осушувача - на вакуумних установках вогневої регенерації потужністю 60 м 3 / год по Дегу.
Цілорічне охолодження газу до температури мінус 2 ° С здійснюється за допомогою АВО газу і турбодетандерних агрегатів БТДА 10-13 продуктивністю 10 млн. М 3 / сут.
Осушений і охолоджений газ подається в підземні промислові колектора до головної компресорної станції КС Ямбурзька, а потім - в системи магістральних газопроводів, що подають газ в центральні райони країни.
Природний газ, що надходить на ДКС, являє собою пластову суміш, до складу якої входять вуглеводні, крапельна волога (конденсаційна і пластова, до 2 г / м 3 газу) і механічних домішок.
Газ має наступний компонентний склад (% об'ємно.):
Склад мехпримесей (% мас.):
- оксиди заліза - 25 ... 30;
Щільність твердих суспензій - 2 ... 2,5 г / см 3.
Розмір частинок - до 150 мкм (з них розміром до 20 мкм - не більше 12%).
Температура газу, що надходить становить 8 ... 13 ° С.
Тиск на вході знижується по роках експлуатації і становить 2,6 ... 1,25 МПа.
Продукція, що виготовляється продукція - скомпрімірованний і охолоджений газ, очищений від крапельної вологи та механічних домішок.
Технологічна схема обв'язки першої черги ДКС забезпечує прийом газу від установки очищення, компримування газу і подачу його до апаратів повітряного охолодження, а також забезпечує роботу агрегатів ДКС по «байпасу» з подачею охолодженого в АВО газу в усмоктувальний колектор, без подачі газу в УКПГ.
Пуск дотискній компресорної станції в роботу здійснюється після витіснення повітря, заповнення газом і набору в системі ДКС-УКПГ тиску, рівного тиску газу в колекторах ППА.
Перелік і нумерація основних кранів компресорних станції представлений в таблиці.
Перелік і нумерація основних кранів компресорних станції
Схема обв'язки КЦ і ГПА забезпечує:
- незалежний висновок кожного з 6 агрегатів на режим «Кільце» по пусковому контуру;
- антипомпажного захист агрегату за допомогою клапана-регулятора фірми «Mokveld Valves» №6 р ( «Мале кільце»);
- переклад з режиму «Мале кільце» на режим «Велике кільце» (через 36, 36 р);
- переклад з режиму «Велике кільце» на режим «Магістраль». Режим «Магістраль» для КЦ - це видача газу в УКПГ.
Пуск ГПА здійснюється за допомогою пускових пристроїв. В якості основних пристроїв застосовуються Турбодетандери, що працюють в основному на перепаді тиску природного газу, який попередньо очищається і редукується до необхідного тиску. Турбодетандери встановлені на всіх стаціонарних та деяких авіаційних ГПА. Іноді в якості робочого тіла застосовується стиснене повітря.
Пуск резервного агрегату при працюючому КЦ здійснюється через пусковий контур.
У разі порушення режиму роботи КЦ передбачений захист агрегатів: при підвищенні тиску на нагнітанні вище 10 МПа відбувається автоматичне відкриття клапана - регулятора Р і перепуск газу з нагнітання на всас. Управління здійснюється через цеховий комплекс МСКУ 5000.
За сигналом від комплексу МСКУ 5000 цехового рівня закриваються крани №7, 7а, 8, 8а, відкриваються крани 18, 18а.
Система очищення технологічного газу
Газ, що транспортується по магістральних газопроводах, зазвичай містить різні домішки: пісок, зварювальний грат, окалину, бруд, конденсат, метанол, турбінне масло і т.д. Ці домішки потрапляють в газопровід, як з промислової, так і після будівництва технологічних об'єктів на газопроводі. Згідно технічних вимог на природні гази, кількість рідкої суспензії в транспортується газі не повинен перевищувати 25-50 мг / м 3 газу, а кількість твердої суспензії не повинно перевищувати 0,05 мг / м 3 газу.
Для очищення газу від домішок на магістральних газопроводах застосовуються пиловловлювачі двох типів: сухі і рідинні. Перші з них - циклонні, що працюють на основі сил інерції, другі - масляні, що працюють за принципом контактування газу з частинками масла.
Циклонні пиловловлювачі (ПУ) працюють за принципом використання сил інерції, які виникають в обертовому газовому потоці. Важкі рідкі і тверді частинки в такому потоці відкидаються до стінок силами циклового пристрою і потім осідають в пилегазосборніке апарату. Очищений газ, який формується з центральних шарів завихрення потоку, надходить з циклону в газопровід.
Паралельно включені в роботу циклонні пиловловлювачі встановлюються на КС перед газоперекачувальних агрегатом.
Апарат містить три секції:
- секція введення газу;
- секція очищення газу;
- облогова секція (секція збору уловленной пилу і рідини).
Секція введення газу складається з вхідної труби діаметром 600 мм, що розподіляє газовий потік по п'яти циклам.
Секція очищення складається з п'яти циклонів типу ЦН - 16 діаметром 600 мм.
Циклони за допомогою зварювання кріпляться до денця, яке розділяє апарат на очисну і облогову секції.
Циклонний елемент складається з корпусу - труби діаметром 600 мм, гвинтового завихрителя, труби - виходу діаметром 500 мм очищеного газу і дренажного конуса, по якому рідкі і тверді частинки потрапляють в облогову секцію.
Нижня частина апарату є збіркою пилу і вологи, що виділяються з газу після обробки в циклонах.
Для запобігання замерзання накопичуваної рідини в зимовий час, секція обігрівається за допомогою підігрівача змієвидного типу. У нижній частині апарата розташований дренажний штуцер ДУ - 50 мм.
Роботу ПУ контролюють за допомогою манометра і покажчика рівня рідини.
В КЦ здійснюються такі технологічні процеси:
- очищення газу від механічних домішок;
- вимір і контроль технологічних параметрів;
- управління режимом газопроводу;
- зміна числа і режимів роботи газоперекачувального агрегату (ГПА).
Для компримування газу в даний час КЦ встановлені 6 агрегатів ГПА-10 ДКС-02 «Урал».
Агрегат ГПА-10 ДКС-02 «Урал» є автоматизованою установкою з газотурбінним одноконтурним приводом з незалежної вільною турбіною (ПС-90ГП-З) номінальною потужністю 10 МВт, з відцентровим нагнітачем дотискній модифікації 108-41-1Л - 1,7, розрахованим на тиск 10 МПа. Встановлюється в індивідуальному легкосборном панельному укритті ангарного типу. Агрегат може експлуатуватися при наступних умовах навколишнього середовища:
- температура повітря від мінус 60 до плюс 45 º С;
- відносна вологість 100% при температурі плюс 25 º С.
Нагнетатель забезпечує компримування газу з кінцевим тиском 10 МПа при послідовній установці змінних проточних частин зі ступенями стиснення 1,7 -2,2 - 3,0 в одному корпусі.
В якості приводу використовується газотурбінна установка ГТУ-10 П на базі двигуна ПС-90 ГП-3.
Запуск агрегату проводиться газовим стартером СТВ-5Г, які працюють на підготовленому пусковому газі.
При досягненні певних параметрів, заданих програмою регулювання роботи двигуна ГТУ, в камеру згоряння подається паливний газ. Одночасно очищений в Повітроочисні пристрої атмосферне повітря надходить в компресор двигуна, де стискається і надходить також в камеру згоряння. Відбувається займання газоповітряної суміші від запального пристрою. Відпрацьовані гази, що володіють великою потенційною енергією, надходять на лопатки турбіни газогенератора, потім на лопатки вільної турбіни приводу нагнітача, де їх енергія перетворюється в механічну роботу на валу СТ, передану через трансмісію на вал нагнітача.
Природний газ з всмоктуючого колектора ДКС надходить в нагнітач ГПА. Стиснення газу здійснюється в проточній частині нагнітача, де відбувається передача механічної енергії приводу газу, при цьому тиск газу збільшується.
Відпрацьовані гази від силової турбіни через систему вихлопу ГТУ, пройшовши утилізатор тепла і систему вихлопу, викидаються в атмосферу.
Причинами помпажа нагнітача можуть бути:
- збільшення тиску на виході;
- знижена частота обертання по відношенню до решти паралельно працюють агрегатів;
- коливання тиску в мережі;
- неправильна або несвоєчасна перестановка кранів в системі обв'язки нагнітача;
- потрапляння стороннього тіла на захисну сітку або в вихідний направляючий апарат.
Головна небезпека помпажних коливань для нагнітача - велика ймовірність пошкодження наполегливої підшипника, можливість руйнування робочого колеса, розробка зазорів в лабіринтових ущільненнях [2].
Висновок нагнітача з режиму помпажа здійснюється відкриттям клапана - регулятора 6 р, що з'єднує напірну лінію з всмоктуючої. При цьому витрата газу через нагнітач збільшується, а ступінь стиснення падає.
Автоматичне управління, регулювання та контроль ГПА під час пуску, роботі і зупинці, захист на всіх режимах роботи ГПА виконується системою автоматичного управління (САУ ГПА).
Установка підготовки паливного, пускового та імпульсного газів
Для отримання паливного, пускового та імпульсного газів використовується осушене газ від УКПГ (з газопроводу-підключення до промислового колектора). Газ подається на УПТПІГ по газопроводу Ду 150 з тиском 5,0 ... 7,5 МПа і температурою -2 ° С.
Очищений газ після виміру витрати і підігріву надходить в блок редукування БРТПГ. Підготовлені паливний і пусковий гази подаються до відповідних колектора КЦ.
Частина газу після очищення і виміру витрати надходить в установку підготовки імпульсного газу (далі - УПІГ) продуктивністю 450 нм 3 / год. Осушення імпульсного газу проводиться в 2-х адсорберах, заповнених цеолітом, один з яких знаходиться в роботі (осушується газ), другий - в режимі регенерації або очікування. Регенерація цеоліту проводиться в адсорбере, нагрітому Тенамі до температури 350 º С з періодичної продувкою сухим газом з додатково встановлюваного ресивера.
Підготовлений імпульсний газ з тиском 4,0 ... 7,5 МПа і температурою - 10 ... + 10 0 С по трубопроводу Ду 50 подається в ресивер імпульсного газу РИГ №1 об'ємом 2 м 3. далі до споживачів дотискній компресорної станції.
Маслогосподарство КЦ
У складі КЦ -1 передбачено Маслогосподарство. До складу маслохозяйства входять:
- 2 насоса для масла нагнітача;
- 2 насоса для масла двигуна;
- 2 маслоочисних установки ПСМ 2 - 4 (по одній для очищення масел нагнітача і двигуна);
- блок ємності БЕ-1 для масла двигуна;
- блок ємності БЕ-2 для масла нагнітача;
- 1 насос для відкачування дренажів на УКПГ до Е-8 ар-3;
- дренажна ємність Е-2.
Система маслохозяйства і система маслопроводів в КЦ забезпечують виконання таких операцій:
- поповнення витратних ємностей БЕ-1 і БЕ-2 з резервуарів складу масел або з автоцистерн;
- поповнення маслобаків ГПА (автоматичне, за рівнем) з ємностей
БЕ-1, БЕ-2 за допомогою насосного обладнання;
- відкачування відпрацьованих масел з маслобаків ГПА в ємності відпрацьованих масел на складі;
- очистку масел в фільтрах перед закачуванням в маслобаки ГПА;
- дренаж масел з КЦ-1 в дренажну ємність Е-2;
- відкачування відпрацьованих масел з дренажної ємності Е-2 в автоцистерну.
Для нагнітачів використовується турбінне масло Тп-22С (ТУ 38.101821-83) - для змазування і охолодження підшипників, в системі ущільнення «масло - газ».
Охолодження газу після компримування
Після компримування передбачена установка охолодження газу, оснащена апаратами повітряного охолодження АВГБС-100.
АВО працює наступним чином: на опорних металоконструкціях закріплені трубчасті теплообмінні секції. По трубах теплообмінної секції пропускають транспортується газ, а через міжтрубний простір теплообмінної секції за допомогою вентиляторів, що приводяться в обертання від електромоторів, прокачують зовнішнє повітря. За рахунок теплообміну між нагрітим при компримування газом, що рухаються в трубах, і зовнішнім повітрям, що рухається по міжтрубному просторі, і відбувається охолодження технологічного газу на КС.
Кожен апарат оснащений шістьма вентиляторами, розташованими під трубними секціями. Потужність електродвигуна вентилятора 13 кВт. Охолодження газу дозволяє забезпечити:
- необхідні параметри роботи УКПГ;
- можливість осушення газу до необхідної точки роси по волозі відповідно до ОСТ 51.40-93 на установці підготовки газу до транспорту.
Підтримка необхідної температури газу на виході з установки охолодження здійснюється:
- регулюванням продуктивності вентиляторів шляхом зміни кута установки лопатей;
- відключенням двигунів вентиляторів (відключення починати з останнього по ходу газу ряду);
- відключенням окремих пар АВО (двох послідовно включених АВО).
Охолодження здійснюється в 24 апаратах, які встановлені і обв'язані двома групами по 12 шт. для паралельно-послідовної роботи.
Температура перед АВО становить:
- в літній час до 65 º С;
- в зимовий час до 60 º С.
При абсолютній максимальній температурі повітря, рівній +35 º С, і ступеня стиснення е = 3,0 можливе підвищення температури газу перед АВО до 170 º С, що відповідає розрахунковій температурі роботи «гарячих» кульових кранів виробництва ТОВ «Самараволгомаш».
Зазначений рівень охолодження визначається необхідністю забезпечення безгідратний режиму як в самих апаратах установки охолодження газу, так і в трубопроводах до установки підготовки газу, з гарантованим запасом 3 ... 5 º С.
При роботі одного агрегату по пусковому контуру з високими ступенями стиснення можливе підвищення температури газу на ГПА до значень, що перевищують максимально допустимі (60 º С). Для попередження неприпустимого підвищення температури в схемі установки передбачена можливість охолодження газу пускового контуру в двох крайніх парах АВО з поверненням охолодженого газу на ГПА.
Функції контролю тиску, перепаду тиску, температури, а також управління вхідними, вихідними кранами і вентиляторами АВО виведені на ЛИС 5000-04-03-01, яка встановлена в будівлі САУ АВО.
Розміщено на Allbest.ru