Компрессорная станция КС-3 "Вуктыльская"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В значительной степени оптимальный режим эксплуатации магистральных трубопроводов (МГ) определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100 - 150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величин падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями многих работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения ГПА нового поколения с КПД с 34 - 36 % взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации ГПА неразрывно связано с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, выбором оптимальных режимов работы ГПА, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

Мощная и разветвленная система МГ с тысячами установленных на них ГПА, многие из которых выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал КС и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

1. Описание технологического процесса

Для обеспечения транспортировки природного газа на 382 - м км системы газопроводов «Пунга - Вуктыл - Ухта» расположена компрессорная станция КС - 3 «Вуктыльская».

Главное назначение компрессорной станции - повышение давления транспортируемого газа на выходе КС путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и его перекачка по магистральному газопроводу

Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рисунке 1.1. Газ из магистрального газопровода (1) через открытый кран (2) поступает в блок пылеуловителей (4). После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) (5). Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) (7) и через обратный клапан (8) поступает в магистральный газопровод (1).

1 - магистральный газопровод; 2 - кран; 3 - байпасная линия; 4 - пылеуловители; 5 - газоперекачивающий агрегат; 6 - продувные свечи; 7 - АВО газа; 8 - обратный клапан

Рисунок 1.1 - Технологическая схема компрессорной станции

На КС осуществляются следующие основные технологические процессы:

1) Очистка газа от жидких и механических примесей.

Для очистки природного газа от сухих механических примесей и конденсата на компрессорной станции магистрального газопровода в основном используются пылеуловители типа ГП144.00.000 ВО, циклонного типа. Пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы диаметром 2000 мм и высотой 9225 мм со встроенными циклонами.

Рисунок 1.2 - Циклонные пылеуловители

Для полного и эффективного отделения из потока газа конденсата и механических примесей пылеуловитель содержит три следующие основные секции:

а) секция ввода газа;

б) секция очистки газа;

в) секция сбора уловленной жидкости и механических примесей.

Секция ввода газа состоит из вводной трубы и распределительного корпуса.

Секция очистки состоит из пяти циклонов ЦН - 15, закрепленных неподвижно на нижней решетке. Циклонный элемент состоит из корпуса, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа и дренажного корпуса.

Нижняя часть аппарата, являющаяся сборником примесей, выделившихся в зоне очистки, обогревается при помощи подогревателя змеевикового типа. Используется для подогрева жидкости зимой.

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через штуцер входа поступает в секцию ввода газа, а затем в рабочую секцию очистки газа, проходит через циклонные элементы, где благодаря закручиванию потока газа в завихрителе и происходит очистка газа от механических примесей и жидкости. Отсеперированные в циклонных элементах мехпримеси и конденсат собираются в сборнике, в нижней части аппарата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер или периодической продувкой по мере накопления.

2) Охлаждение газа после сжатия.

Для охлаждения газа после компремирования на КС эксплуатируют АВО газа. Охладители природного газа представляют собой аппарат воздушного охлаждения с горизонтальным расположением трубных пучков. Для увеличения поверхности теплообмена трубки трубных пучков выполняются оребренными.

Рисунок 1.3 - Аппараты воздушного охлаждения газа

Конструкция АВО газа:

- трубные пучки укреплены на общей раме, симметрично, относительно вентиляторов;

- сверху к раме крепятся конфузоры (по два на каждый аппарат);

- снизу к раме крепится механизм привода вентилятора;

- подвод и отвод газа осуществляется через подводящий и отводящий коллекторы.

Принцип работы АВО газа следующий: газ, проходя через секции труб, охлаждается потоком воздуха нагнетаемого вентилятором (снизу вверх). Охлаждение газа происходит за счет разности температур компремированого газа и наружного воздуха. Привод вентилятора осуществляется от двигателя через клиноременную передачу.

3) Измерение и контроль технологических параметров ГПА.

2. Анализ опасности транспортировки газа

Компрессорная станция представляет собой объект повышенной пожарной опасности с категориями зданий, помещений и наружных установок "А", "В", "Г" и "Д".

Из анализа статистических данных по отказам и авариям на КС за последние 10 лет следует, что причиной и фактором, способствующим их возникновению, является:

Рисунок 2.1 - Причины возникновения аварийных ситуаций на КС

компрессорная станция газ транспортировка

Для всего комплекса оборудования и агрегатов КС, был выполнен статистический анализ основных причин отказов технологических трубопроводов (рисунок 2.1).

1 - подземные трубопроводы, 2 -пылеуловители, 3 - компрессорные установки (механическая часть, КИПиА, система маслоснабжения), 4 -АВО газа, 5 -запорно - регулирующая арматура, 6 -шлейфы

Рисунок 2.2 - Распределение дефектов по узлам технологического оборудования компрессорной станции

1-повышенный уровень низкочастотной вибрации, 2 -дефекты изготовления, 3- механические повреждения, 4 -коррозия, 5 - нарушение герметичности соединений и трубопроводов

Рисунок 2.3 - Статистический анализ основных причин отказов технологических трубопроводов

Особую пожарную опасность представляют турбокомпрессорные цеха, в частности основное их оборудование - ГПА.

Рисунок 2.4 - Турбокомпрессорный цех

Главными факторами, определяющими пожарную опасность технологического процесса, являются свойства транспортируемого газа, а также пожароопасные вещества, применяемые в производстве.

В технологическом процессе КС используются следующие опасные и вредные химические вещества:

Природный газ (метан) бесцветен, малотоксичен и не имеет запаха (если он не одорирован), легче воздуха, по санитарным нормам относится к 4 - му классу опасности (малоопасные вредные вещества) с предельно допустимой концентрацией в воздухе рабочей зоны ПДК = 7000 мг/м³ без кислорода не горит, в смеси с воздухом от 5 % (нижний концентрационный предел воспламенения) до 15 % (верхний концентрационный предел)по объему образует взрывоопасную смесь, которая способна загораться даже от малейшей искры и гореть с большой скоростью, создавая в закрытом объеме избыточное давление (ударную волну) до 700 кПа, температура самовоспламенения 645 ^оС. При содержании метана в воздухе 20 % и более наблюдаются явление удушья, потеря сознания и возможна смерть.

Газовый конденсат по взрывоопасности сходен с лёгкими нефтепродуктами (бензин, керосин), отличаясь более широкими диапазонами температур воспламенения, испарения и концентрационными пределами воспламенения. Пары газоконденсата значительно тяжелее воздуха, поэтому они стелятся по земле, скапливаясь в низких местах. Вредность паров конденсата такая же, как природного газа - действует на организм человека удушающе. При попадании на кожу газоконденсат вызывает её заболевания (дерматит, экзема). Особенно опасно его попадание на слизистые оболочки. Попавший на тело газоконденсат следует смывать тёплой водой с мылом.

Этилмеркаптан (одорант) - горючая жидкость, концентрационные пределы воспламенения паров в воздухе 2,8 - 18,2 % (по объему), токсичен, действует на организм отравляюще. ПДК в воздухе рабочей зоны по санитарным нормам 1 мг/м^З. Этилмеркаптан в малых концентрациях вызывает головную боль и тошноту. В больших концентрациях действует на центральную нервную систему, вызывая судороги, паралич и смерть от остановки дыхания.

Оксид углерода (угарный газ) образуется в случаях неполного сгорания органических веществ, в том числе и природного газа, при неисправности или неправильной эксплуатации топочных и горелочных устройств, двигателей внутреннего сгорания. Действует на организм человека удушающе.

Ртуть содержится на ГРС в приборах - расходомерах газа, а также в специальных термометрах. Ртуть и ее пары ядовиты.

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную систему. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и даже через неповрежденную кожу. Особенно опасен при приеме внутрь: 5 - 10 грамм его может вызвать тяжелое отравление, 30 грамм является смертельной дозой.

Пожар на компрессорной станции может возникнуть как при истечении природного газа из аппаратов и коммуникаций, по которым он проходит с последующим его воспламенением, так и в результате пролива масла, обращающегося в установках и трубопроводах. Вероятность воспламенения пролитого в результате аварии масла увеличивается наличием нагретых поверхностей ГПА.

Основными причинами пожаров на КС являются:

1) пролив масла в результате технологической аварии и возгорание турбинного масла при соприкосновении его с горячими поверхностями камер сгорания, газоходов или трубопроводов, температура которых превышает температуру воспламенения масла;

2) разрушение обвязочных газопроводов компрессорных цехов, сопровождающимся воспламенением газа и других материалов;

3) попадание посторонних предметов в полость нагнетателя;

4) проникновение газа к очагу возгорания из-за неплотного закрытия кранов в технологической обвязке;

5) нарушение ППБ при проведении огневых работ;

6) нарушение ППБ персоналом служб на территории КС.

По технологическим условиям наружная поверхность турбины не должна превышать более 100 ?С. Однако в процессе эксплуатации происходит осадка или разрушение изоляционной набивки, что приводит к перегреву наружной поверхности камер сгорания. В целях уменьшения вероятности попадания пролитого масла, на горячие поверхности ГТК - 10 - 4, проводят окожушивание раскаленных поверхностей ТА изоляционным материалом. Однако вследствие сложной конфигурации поверхностей ГПА, это не обеспечивает полной гарантии от попадания масла на нагретую поверхность. Кроме того, возможна пропитка маслом изоляции, что при хорошей аккумуляции тепла может привести к возгоранию ТА. Разрушение маслопроводов ТА происходит из - за повышенного уровня вибрации ТА, не плотности соединений.

Газотурбинные установки характеризуются высоким уровнем аварийности, которая объясняется конструктивными особенностями установок. Аварийная ситуация может произойти вследствии образования трещин на горелках камеры сгорания, неисправностей направляющих ТВД и ТНД, нарушение герметичности трубопроводов.

Одним из источников воспламенения могут быть технологические продукты сгорания газа, температура которых составляет около 400 ?С.

Развитие пожара на ГПА может иметь лавинообразный характер вследствие неограниченного поступления природного газа в очаг пожара (прорыв газа из нагнетател в машинный зал из - за неисправности масляного уплотнения), а также большой пожарной нагрузки, создаваемой пролитым маслом из горящего ТА (объем масла 1 - го ГПА - 7 м³). При столь значительных количествах участвующего в горении масла, пожар развивается настолько быстро, что уже через 10 - 15 минут в зоне горения происходит обрушение перекрытия цеха.

АВО масла также является потенциальным источником пожара из - за большого количества масла, однако, вероятность возгорания масла значительно меньше по сравнению с ГПА.

При аварии, связанной с разрушением газопровода (нагнетателя, или иного технологического аппарата, находящегося под давлением газа) в атмосферу или в помещение выбрасывается большое количество газа, (давление газа достигает 75 атмосфер). При наличии источника воспламенения газовое облако воспламеняется.

Возможные источники воспламенения:

1) открытое пламя;

2) электрические и механические искры;

3) самопроизвольное воспламенение пирофорных отложений;

4) работающие двигатели внутреннего сгорания;

5) разряды статического электричества;

6) грозовые разряды.

Анализ возникновения пожаров в компрессорных цехах с газотурбинным приводом показал, что основной причиной пожаров, является возгорание масла, при его соприкосновении с горящими поверхностями камер сгорания газовых турбин или трубопроводов, температура которых превышает температуру самовоспламенения масла.

Пожарная опасность газоперекачивающего агрегата (ГПА), входящих в состав компрессорных станций (КС), обусловлена высокой горючестью природного газа и турбинного масла, применяемого в системах смазки, охлаждения и уплотнения газоперекачивающих агрегатов, их энергоемкостью и наличием большого количества потенциальных источников зажигания. К ним в первую очередь относятся нагретые до высокой температуры поверхности ГПА. Попадание на них масла, которое циркулирует в системах смазки агрегатов под высоким давлением, приводит к его воспламенению. При разгерметизации фланцевых соединений маслопроводов образуется струя распыленного масла, горение которого можно сравнить с высокотемпературным факелом, обладающим высокой воспламеняющей способностью. Причинами протечки масла могут быть некачественный монтаж фланцевых соединений, ненадежное уплотнение на стопорных регулирующих клапанах и среднего стула турбогенератора, дефекты металла, из которого изготовлены элементы турбины (диск, лопатки и т.д.), переполнение маслобаков и рам маслобаков, эксплуатация агрегатов с загрязненными маслофильтрами и т.д. Пожары, возникающие на ГПА, характеризуются высокой скоростью распространения по площади, образованием в короткий промежуток времени взрывоопасной среды с также высокой тепловой радиацией, которая способствует разрушению агрегата и несущих конструкций.

Вследствие бурного развития начавшегося пожара через 30 - 40 минут может произойти разрушение основных строительных конструкции компрессорного цеха. По вышеуказанным причинам система обнаружения и тушения пожара приобретает первостепенное значение, а применение надежных автоматических устройств совершенно необходимо. В качестве метода тушения, принята УАПТ локального тушения пеной средней кратности.

2.1 Анализ рисков на объектах КС - 3

Под аварией на компрессорной станции подразумевается разрыв технологического трубопровода на полное сечение или разрушение сосуда, аппарата, газоперекачивающего агрегата, сопровождающиеся неконтролируемым взрывом или выбросом опасных веществ.

Анализ известных аварий показывает, что на объектах аналогичных рассматриваемому и содержащих подобные опасные вещества, существует риск выбросов опасных веществ в окружающую природную среду, а также возможны разрушения и разгерметизация оборудования (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Причины аварий на магистральных трубопроводах

На состояние аварийности и травматизма оказывает влияние конструктивное совершенство технических устройств (оборудования) и отсутствие средств противоаварийной защиты, сигнализации и связи.

Опасность эксплуатации КС обусловлена, прежде всего, большими массами находящегося под высоким давлением природного газа. К основным источникам опасности на КС относятся технологическое оборудование, устройства, сосуды и трубопроводы.

На основе анализа причин возникновения и факторов, определяющих исходы аварий на технологических системах со сжатым газом, в том числе на технологическом оборудовании компрессорных цехов, в общем случае, можно выделить следующие группы типовых сценариев:

1) разгерметизация газопровода (технологического сосуда с газом под давлением) > истечение газа без возгорания > образование зон пожароопасных концентраций смеси природного газа с воздухом > воспламенение смеси в случае попадания источника огня в зону пожароопасных концентраций > волна избыточного давления > тепловая радиация > финансовые потери;

2) разрыв подземного газопровода на полное сечение > ударная волна > разлет фрагментов трубы > истечение газа в атмосферу с немедленным возгоранием > горение газового выброса, истекающего из концов разрушенного трубопровода > прямое огневое воздействие на окружающую среду > тепловая радиация > термическое воздействие на окружающую среду > финансовые потери;

3) разрыв прямолинейного участка надземного газопровода на полное сечение > ударная волна > разлет фрагментов трубы > истечение газа в атмосферу с немедленным возгоранием > горение газового выброса, истекающего из концов разрушенного трубопровода > прямое огневое воздействие на окружающую среду > тепловая радиация > термическое воздействие на окружающую среду > финансовые потери;

4) утечка масла на ГПА > попадание масла на горячую поверхность > воспламенение > тепловая радиация > термическое воздействие на окружающую среду и обслуживающий персонал > финансовые потери;

5) утечка газа на ГПА > образование зон пожароопасных концентраций смеси природного газа с воздухом > воспламенение смеси в случае попадания источника огня в зону пожароопасных концентраций > волна избыточного давления > тепловая радиация > финансовые потери.

2.2 Сценарии развития аварии с возможными последствиями

Таблица 2.2 - Сценарии развития аварийной ситуации

Для количественного определения влияния ошибочных действий рабочих (на примере электрогазосварщика) на частоту аварийной разгерметизации газопровода был использован метод «дерево отказов». Структура «дерева отказов» включает одно нежелательное конечное событие (аварию, инцидент), которое соединяется с набором соответствующих нижестоящих первичных событий (ошибок, отказов, неблагоприятных внешних воздействий), образующих причинные цепи (сценарии аварий).

«Дерево отказов» было построено с использованием результатов статистического анализа аварийности магистральных газопроводов за последние 7 лет. «Дерево отказов» отражает основные причины, непосредственно приводящие к аварии. Для каждой основной причины были рассчитаны среднестатистические частоты аварийной разгерметизации газопровода за период 2000 - 2007 гг., представленные в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Среднестатистические частоты аварийной разгерметизации газопроводов с учетом профессиональной пригодности рабочих (2000 - 2007 гг.)

В результате получаем, что частота аварийной разгерметизации газопровода уменьшается на 12 % в случае работы электрогазосварщиков, чьи профессионально важные качества в полной мере соответствуют требованиям профессии.

Размещено на Allbest.ru