Бесперебойная работа компрессорной станции относящейся к газопроводу «Макат-Атырау-Северный Кавказ»

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

[0.1] Компрессорный цех был введен в эксплуатацию в 1988 году и входит в состав Атырауского ЛПУ мг .

[0.2] Технологическая схема компрессорного цеха

[0.3] Очистка технологического газа

[1] 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

[1.1] 2.1.Аппараты воздушного охлаждения газа

[1.2] 2.2 Регенерация теплообменников

[1.3] 2.3. Контроль и анализ работы ГПА

[1.3.1] 2.3.1 Математическая модель нагнетателя ЦН 650-22-2

[1.4] Аппроксимация зависимостей (2.2) выполняется в виде /7/

[1.4.1] 2.3.2 Характеристика газотурбинного двигателя ГТК-25

[1.5] Характеристики АВО типа 2АВГ-75

[1.6] Определение эффективности охлаждения газа

[1.6.1] 2.6. Расчет производительности центробежного нагнетателя

[1.6.1.1]

[1.6.1.2] Методика расчета производительности центробежного нагнетателя

[1.6.1.3] Расчет производительности ЦН

[1.6.2] 3.ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КС

[1.6.3] 3.1. Охлаждение технологического газа

[1.6.3.1] 3.1. Приведенные характеристики АВО газа

[1.7] Используя формулы (2.36) и (2.37) можно получить зависимость вида

[1.7.0.1] Обработка приведенных характеристик АВО

[1.8] 3.3. Расчет эффективности очистки рабочих поверхностей теплообменных аппаратов

[1.8.1] Основные концепции и варианты расчетов

[1.8.2] Исходные данные для расчета

[1.8.3] 4.2. Результаты экономической эффективности очистки АВО

ВВЕДЕНИЕ

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения. К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.

Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и температура газа на входе и выходе станции. Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей.

По технологическому принципу КС делятся на головные, размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.

На КС газ не только компримируется, но и подготавливается для транспорта. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.

Вспомогательное оборудование:

К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.

РЕФЕРАТ

В дипломном проекте рассматривается вопросы эффективной эксплуатации компрессорной станции относящейся к газопроводу «Макат-Атырау-Северный Кавказ» находящемуся на территории Республики Казахстан.

Целью проекта является повышение эффективности работы газопровода и КС за счет более точного соблюдения технологического процесса компремирования газа , в частности, выдерживания температурного режима технологического газа.

Кроме этого предлагается проводить регенирацию поверхности теплообмена АВО газа.

В результате проведения предлагаемых мероприятий ожидается снижение расхода технологического газа , и как следствие, снижение стоимости перекачки газа.

Данный дипломный проект выполнен на 91 страницах и содержит пять разделов:характеристика объекта, технологическая часть,проектная часть, безопасность и экологичность проекта, экономическая часть.

В дипломном проекте содержится 8 иллюстраций, 34 таблиц, использованных источников – 12.

1.КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОПРОВОДА

1.1Обоснование темы проекта

Предметом деятельности Атырауского ЛПУ мг является транспортировка газа. Атырауское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУ мг) входит в состав предприятия "Интергаз-Центральная Азия" в качестве структурного подразделения.

В состав ЛПУ мг входят действующие на началах внутреннего хозяйственного расчета следующие производственные службы:

- газокомпрессорная служба (ГКС);

- линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС);

- служба контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А);

- автотранспортная служба (АТС);

- служба тепловодоснабжения;

- служба связи;

- ремонтно-строительные участки и др.

Характеристика перекачиваемого газа:

Номинальный состав газа поступаемого в нагнетатель, в % по объему:

Метан СН4 98,63

Этан С2Н6 0,12

Пропан С3Н8 0,02

Бутан С4Н10 0,1

Азон N2 0,12

Углекислый газ СО2 1,01

Газ не токсичен, горюч, взрывоопасен при содержании газа в воздухе от 5 до 17 % по объему, по коррозионному воздействию на металлы нейтрален.

Соединенные в определенной последовательности и по определенным правилам газоперекачивающие агрегаты (ГПА), трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и технологические краны различных диаметров образуют технологическую схему компрессорного цеха (КЦ).

Технические показатели газопровода «Макат-Атырау-Северный Кавказ»:

- диаметр газопровода на данном участке Dу, мм 1420

- рабочее давление Р, МПа 7,5

- проектная пропускная способность Q, млрд.м3/год 42

Компрессорный цех был введен в эксплуатацию в 1988 году и входит в состав Атырауского ЛПУ мг .

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей;

- cжатие газа;

- охлаждение газа;

- измерение и контроль технологических параметров;

- управление режимом газопровода;

- изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата (ГПА).

В КЦ с тремя ГПА-25 газ подается с узла подключения магистрального газопровода по подводящему трубопроводу диаметром 1400 мм в коллектор, диаметром 1000 мм, установки очистки технологичаского газа. В пылеуловителях установки газ очищается от пыли и конденсата и поступает во внутриплощадочные коллекторы. Пыль и конденсат из пылеуловителей собирают в дренажную емкость.

Из двух коллекторов КЦ газ поступает в нагнетатели ГПА, где производится его компримирование до расчетного давления. Далее газ по трубопроводам поступает на установку охлаждения газа через коллектор, и, пройдя через воздушные холодильники, возвращается в магистральный газопровод.

КЦ оснащен двухступенчатыми центробежными нагнетателями 650-22-2 с приводом от газотурбинной установки ГТК-25.

  1. Технологическая схема компрессорного цеха

Газ из магистрального газопровода Dу=1400 мм через кран 19 поступает на узел подключения компрессорного цеха и через кран 7 попадает на всасывающий коллектор Dу=700 мм блока очистки газа от механических примесей, который состоит из шести циклонных пылеуловителей (ПУ). ПУ обвязаны системой трубопроводов Dу=200мм. После очистки от механических примесей и жидкости, газ поступает в нагнетательный коллектор ПУ Dу=1000мм, где поток газа разделяется на две части. Часть газа идет на установку подготовки топливного и пускового газа (УПТПГ), где производится подготовка топливного, пускового и импульсного газа. Другая часть газа поступает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов (ГПА) Dу=1000мм (технологический газ).

Из всасывающего коллектора технологический газ через кран 1 попадает во всасывающую линию ГПА, где производится компримирование газа до расчетного давления. После компримирования газ, через кран 2 поступает в нагнетательный коллектор ГПА Dу=1000мм, откуда затем поступает на всасывающий коллектор аппаратов воздушного охлаждения (АВО).

Из всасывающего коллектора АВО, газ подается на секции АВО, где подвергается охлаждению до заданной температуры. Далее газ через нагнетательный коллектор АВО и краны 8I и 8, выводится на коллектор узла подключения, откуда через кран 21 выходит в магистральный газопровод Dу=1400мм.

При запуске ГПА производится продувка малого контура обвязки ГПА с помощью байпасного крана 4 и свечи 5. После того как из контура будет стравлен газ, начинается заполнение малого контура через краны 1, 2, 107-06 и 107-10. В обвязке малого контура ГПА имеется также узел шестых кранов, выполняющий следующие функции:

обеспечивает загрузку ГПА в трассу, после их запуска;

осуществляет антипомпажное регулирование для защиты ЦБН от помпажа при различных технологических режимах работы цеха.

При заполнении малого контура происходит вывод ГПА на начальный режим работы. При достижении ГПА заданных параметров газ выводится на большой контур, проходя при этом через краны 1 и 2, блок АВО, кран 36, блок пылеуловителей, всасывающий коллектор ГПА. После достижения давления газа в большом контуре равного давлению в магистрали, открывают краны 8I и 8, перекрывается кран 20. Станция начинает работать на магистраль, с последующим увеличением давления до заданного.

Возможно также прохождение газа мимо КЦ без компримирования. При этом краны 7, 8’ и 8 закрыты, а краны 19, 20, 21 – открыты.

Для диагностики и очистки магистрального газопровода в КЦ на узле подключения установлены камеры приема и запуска диагностических, очистных поршней (КПП и КЗП). КПП и КЗП оборудованы системой байпасов Dу=1000мм, которая служит для запуска или приема поршней.

1.3. Компоновка оборудования газоперекачивающего агрегата

Компоновка оборудования ГПА включает в себя: раму, контейнер, приводной двигатель, выхлопную улитку, переходник и нагнетатель.

Кроме того, в турбоблоке размещены следующие отдельные сборочные единицы: масляная система, система обогрева, пожаротушения, автоматического регулирования ГПА, в отсеке нагнетателя установлен ручной передвижной кран грузоподъемностью 5т и ручная таль грузоподъемностью 1т, на задней стенке отсека нагнетателя расположен вентилятор.

Газотурбинная установка ГТН-25, входящая в состав ГПА, предназначена для сжатия и транспортирования газа по магистральным газопроводам и служит приводом центробежного нагнетателя природного газа.

ГТН-25 является блочным автоматизированным агрегатом промышленного типа для бесподвальной установки на компрессорной станции (КС). ГТУ выполнена по простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом в компрессор. Выхлоп продуктов сгорания в зависимости от конкретных условий компоновки КС может осуществляться вверх или в сторону. Агрегат размещается в легкосборном индивидуальном здании (укрытии) с разделительной стенкой между помещениями ГТУ и нагнетателя.

Технические данные:

- мощность на муфте нагнетателя, МВт 28,5

- КПД, отнесенный к мощности на муфте нагнетателя , % 29

- среднемассовая температура продуктов сгорания на входе

в турбину не более , 0С 900

- частота вращения вала турбины высокого давления(ТВД), об/мин 5100

- частота вращения вала турбины низкого давления (ТНД), об/мин 4400

- частота вращения вала силовой турбины (СТ), об/мин 3700

Оборудование, входящее в состав ГТУ:

- блок турбогруппы;

- система маслоснабжения;

- система автоматического регулирования (ССАР);

- установка воздушных маслоохладителей;

- система КИП и А;

- трубопроводы;

- КУВ.

Газотурбинная установка состоит из:

двух компрессоров: компрессор низкого давления (КНД) и компрессор высокого давления (КВД);

трех турбин: ТВД, ТНД и СТ.

Компрессор низкого давления, приводимый турбиной низкого давления(ТНД) и компрессор высокого давления, приводимый турбиной высокого давления (ТВД), входят в блок газогенератора и служат для производства рабочего тела для силовой турбины (СТ).

Силовая турбина вместе с диффузором и выхлопным патрубком, образующие блок силовой турбины, являются приводом центробежного нагнетателя (ЦН).

ГТУ выполнена в общем корпусе цилиндрической формы, имеющем горизонтальный и ряд вертикальных разъемов.

Корпус турбокомпрессора состоит из корпусов компрессоров и турбин, в которых расположены корпуса подшипников со вкладышами для установки роторов КНД, ТНД, КВД-ТВД, СТ. Ротор ТНД проходит внутри ротора КВД-ТВД.

Для проворота ротора КВД-ТВД при пуске, служит валоповоротное устройство, а для проворота КНД-ТНД - мотор-редуктор.

Пуск агрегата осуществляется при помощи пускового турбодетандера, работающего на перекачиваемом газе.

ГТУ работает по схеме открытого цикла. Воздух из атмосферы через КУВ засасывается и последовательно сжимается сначала в КНД, а затем в КВД. Далее воздух попадает в камеру сгорания, куда подается и топливо. Продукты сгорания направляются на ТВД и ТНД, которые приводят КВД и КНД, затем поступают на СТ, вращающую нагнетатель.

После турбины продукты сгорания выбрасываются и атмосферу через дымовую трубу. ГТУ позволяет производить установку утилизатора тепла за турбиной с соответствующим уменьшением полезной мощности.

Общий корпус ГТУ состоит из всасывающей части КНД, корпуса КНД, корпуса блока среднеосевых компрессоров, корпуса КВД и корпуса турбины, соединенных между собой по вертикальным фланцам.

Центробежный нагнетатель (ЦН) типа 650 представляет собой полнонапорную двухступенчатую центробежную машину, предназначенную для параллельной схемы работы на КС. Вместе со вспомогательным оборудованием и первичными датчиками САУ нагнетатель смонтирован на раме и представляет собой транспортно-монтажный блок.

ЦН служит для сжатия природного газа и его перекачки по магистральным газопроводам.

Корпус ЦН изготавливается из высококачественных конструкционных сталей. Корпус сварно-литой, с торцевых сторон закрывающийся крышками, которые крепятся к корпусу шпильками.

Ротор ЦН- сборный, имеет кованый вал и кованое основание колес, на которых фрезеруются спирального типа лопатки. Лопатки закрываются покрышками, крепящимися заклепками или сваркой. Все колеса надежно с натягом насажены на валы и крепятся шпонками. Каждый ротор состоит из необходимого числа колес, шеек под опорные подшипники, упорного диска под упорный подшипник, диска реле осевого сдвига, специальных уступов и буртов под уплотнения и полумуфты для связи с ротором СТ.

Перед каждым колесом предусмотрен входной конфузор в виде улитки. Это конструкция асимметричной формы, за счет которой газ направляется в колеса ЦН. На выходе из каждого колеса предусмотрены выходные диффузоры, где газ сжимается. Колесо ЦН с обеих сторон уплотняется.

Вся ходовая часть машины, включая ротор, неподвижные элементы проточной части, уплотнения и подшипники образуют единый узел-пакет, который может быть легко заменен в процессе эксплуатации.

Основные технические характеристики ЦБН 650-22-2:

- производительность объемная,

при 20 0С и 0,01013 Па (760 мм. Рт. Ст.), м3/с, м3/сут. 544; 47*106

- производительность объемная,

отнесенная к условиям всасывания, м3/с, м3/мин. 9,66; 580

- давление газа конечное при выходе из нагнетательного

патрубка, МПа, кгс/см2 7,45; 76

- температура газа при выходе из нагнетательного

патрубка, К, 0С 14; 41

- мощность, потребляемая на муфте турбины, МВт 25,5

Параметры, указанные в таблице, должны обеспечиваться нагнетателями при следующих условиях:

- давление газа, начальное, абсолютное, при входе

во всасывающий патрубок нагнетателя, МПа, кгс/см2 5,18; 52,78

- температура газа при входе во всасывающий патрубок

на нагнетателе, К, 0С 288; 15

- плотность газа, отнесенная к 293К, 200С

и 0,1013 МПа, 760 мм.рт.ст. 0,68

- частота вращения

ротора нагнетателя номинальная, с-1, об/мин 61,66; 3700

Принцип работы ЦН

Газ входит в колесо с определенным давлением и скоростью. Ротор ЦН постоянно получает энергию вращения от силовой турбины. Каждая частица газа участвует в двух движениях: скользит по спирали лопатки и отбрасывается колесом по ходу вращения. По мере удаления от центра к периферии колеса, скорость газа непрерывно растет. За счет вращения ротора, в колесе нагнетателя газ набирает скорость, а за колесом на выходе возрастает напор.

  1. Очистка технологического газа

Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, обычно содержит различные примеси: песок, сварочный грат, окалину, грязь, конденсат, метанол, турбинное масло и т. д. Эти примеси попадают в газопровод как с промыслов, так и после строительства технологических объектов на газопроводе. Согласно технических требований на природные газы, количество жидкой взвеси в транспортируемом газе не должно превышать 25 … 50 мг/м3 газа, а количество твердой взвеси не должно превышать 0,05 мг/м3 газа.

Для очистки газа от примесей на магистральных газопроводах применяются пылеуловители двух типов: сухие и жидкостные. Первые из них – циклонные, работающие на основе сил инерции, вторые – масляные, работающие по принципу контактирования газа с частицами масла.

Циклонные пылеуловители работают по принципу использования сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке. Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются к стенкам силами циклового устройства и затем оседают в пылегрязесборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Параллельно включенные в работу циклонные пылеуловители устанавливаются на КС перед газоперекачивающим агрегатом.

Конструкция и принцип работы циклонных пылеуловителей

Циклонный пылеуловитель представляет аппарат цилиндрической формы диаметром 2000 мм., высотой 9080 мм., оборудованный для технических переключений запорной арматурой и имеющей для контроля за работой средства КИП и А.

Таблица 1.1

Техническая характеристика ПУ

Показатель

Значение показателя

Давление рабочее, кг/см2

75

Давление расчетное, кг/см2

76

Давление пробное при гидравлическом испытании, кг/см2

94

Температура рабочей среды, 0С

0…100

Расчетная температура стенки, 0С

100

Номинальная температура наиболее холодной пятидневки, 0С

-30

Дополнительное содержание мехпримесей в газе, мг/м3

8…100

Плотность газа, кг/м3

0,65

Максимально допустимый перепад давления в

циклонных элементах, кг/см2

0,6

Производительность по газу, млн. м3/сут

19

Аппарат содержит три секции: секция ввода газа, секция очистки газа, осадная секция (секция сбора уловленной пыли и жидкости).

Секция ввода газа состоит из входной трубы диаметром 600 мм, распределяющей газовый поток по пяти циклам.

Секция очистки состоит из пяти циклонов типа ЦН – 16 диаметром 600 мм.

Циклоны с помощью сварки крепятся к донышку, которое разделяет аппарат на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент состоит из корпуса – трубы диаметром 600 мм, винтового завихрителя, трубы – выхода диаметром 500 мм очищенного газа и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обработки в циклонах. Для предотвращения замерзания накапливаемой жидкости в зимнее время, секция обогревается при помощи подогревателя змеевикового типа. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер Dу-50 мм.

Пылеуловитель (ПУ) работает следующим образом: неочищенный газ через входную трубу поступает в секцию ввода, а затем по винтовому завихрителю в циклонное устройство, где из вращающегося потока, вследствие действия центробежных сил, от газа отделяются капельки жидкости и твердые частицы. Отделенные от газа примеси, по конусам циклонов попадают в нижнюю часть ПУ – осадную секцию. Из нижней части осадной секции жидкость с помощью системы САУЖ через штуцер удаляется в емкость ручной или автоматической продувки через дренажный коллектор в отстойную емкость.

Обвязка ПУ трубопроводами, арматурой и необходимыми приборами КИП и А должна быть выполнена в соответствии с технологической схемой и схемой КИП и А.

Аппарат, все дренажные трубопроводы, питание, командные и импульсные линии КИП и А вместе с теплоспутниками должны быть теплоизолированы.

Продувка, пуск и остановка ПУ

До пуска в работу пылеуловители должны быть зарегистрированы в органах газгортехнадзора в порядке, указанном в настоящей инструкции.

Пуск ПУ в работу осуществляется одновременно с пуском компрессорной станции и начинается с продувки.

Исходное положение всей запорной арматуры перед продувкой “закрыто”.

Порядок продувки:

  • открыть вентиль свечи;
  • приоткрыть байпасную задвижку и установить избыточное давление продувки не выше 1 кг/см2. В течение 5…10 минут вытеснить из аппарата газовоздушную смесь;
  • закрыть вентиль свечи.

Порядок пуска:

  • с помощью задвижки последовательно поднять давление в аппарате до 3 кг/см2– через 15 минут, до 30 кг/см2 – через 10 минут, до рабочего давления через 10 минут.
  • открыть кран;
  • закрыть задвижку;
  • медленно открыть задвижку;
  • проверить перепад давления на аппарате и установить аппарат в работу.

Порядок остановки:

  • удалить жидкость в емкость сбора конденсата с помощью системы САУЖ;
  • произвести продувку для удаления шлама из осадительной секции аппарата в сливной колодец;
  • закрыть входные краны;
  • открыть вентиль свечи.

Эксплуатация ПУ

Эксплуатация аппарата с параметрами, превышающими его технические характеристики, не допускается. Производительность ПУ при различных давлениях и перепадах на нем контролируется при помощи графика, а коэффициент изменения производительности аппарата в зависимости от плотности и температуры газа вычисляется с помощью графика.

Для предотвращения преждевременных повреждений деталей и узлов, установленных внутри аппарата, для исключения забивания крупными механическими примесями магистральный газопровод должен периодически очищаться с помощью поршней.

Обеспечить работу системы САУЖ в автоматическом режиме или периодически, не реже четырех раз в сутки, вручную производить слив жидкости в конденсатную емкость. Очистку от шлама нижней части осадительной секции аппарата производить с той же периодичностью. Рекомендуется во избежание быстрого износа сливной задвижки на дренажном коллекторе ПУ, установить и автоматизировать кран с пневмоприводом.

Работа аппаратов в условиях образования льда или кристаллогидратов не допускается. В случае образования в аппарате ледяных пробок разогрев их разрешается производить паром или горячей водой. Разогрев, открытым огнём запрещается!

Аппарат должен останавливаться:

  • при повышении рабочего давления выше паспортного;
  • при повышении перепада давления выше 0,6 кг/см2;
  • при обнаружении на элементах аппарата трещин, выпучин, пропусков и потения сварных швов и при разрыве уплотнительных прокладок.

При остановке аппарата в результате повышения допустимого перепада давления, его необходимо вскрыть, тщательно очистить циклоны от механических примесей. Очистке и промывке также подлежит и нижняя часть аппарата.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ