Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Характеристика производства УКПГ-1В

Технологическая схема обвязки первой очереди ДКС обеспечивает прием газа от установки очистки, компримирование газа и подачу его к аппаратам воздушного охлаждения, а также обеспечивает работу агрегатов ДКС по «байпасу» с подачей охлажденного в АВО газа во всасывающий коллектор, без подачи газа в УКПГ.

Пуск дожимной компрессорной станции в работу осуществляется после вытеснения воздуха, заполнения газом и набора в системе ДКС-УКПГ давления, равного давлению газа в коллекторах ППА.

Перечень и нумерация основных кранов компрессорных станции представлен в таблице.

Перечень и нумерация основных кранов компрессорных станции

Схема обвязки КЦ и ГПА обеспечивает:

- независимый вывод каждого из 6 агрегатов на режим «Кольцо» по пусковому контуру;

- антипомпажную защиту агрегата с помощью клапана-регулятора фирмы «Mokveld Valves» №6 р («Малое кольцо»);

- перевод из режима «Малое кольцо» на режим «Большое кольцо» (через 36, 36 р);

- перевод из режима «Большое кольцо» на режим «Магистраль». Режим «Магистраль» для КЦ - это выдача газа в УКПГ.

Пуск ГПА осуществляется с помощью пусковых устройств. В качестве основных устройств применяются турбодетандеры, работающие в основном на перепаде давления природного газа, который предварительно очищается и редуцируется до необходимого давления. Турбодетандеры установлены на всех стационарных и некоторых авиационных ГПА. Иногда в качестве рабочего тела применяется сжатый воздух.

Пуск резервного агрегата при работающем КЦ осуществляется через пусковой контур.

В случае нарушения режима работы КЦ предусмотрена защита агрегатов: при повышении давления на нагнетании выше 10 МПа происходит автоматическое открытие клапана - регулятора Р и перепуск газа с нагнетания на всас. Управление осуществляется через цеховой комплекс МСКУ 5000.

По сигналу от комплекса МСКУ 5000 цехового уровня закрываются краны №7, 7а, 8, 8а, открываются краны 18, 18а.

Система очистки 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 (ПУ) 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 пылегазосборнике 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.

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.

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 ДУ - 50 мм.

Работу ПУ контролируют с помощью манометра и указателя уровня жидкости.

Компрессорный цех

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).

Для компримирования газа в настоящее время КЦ установлены 6 агрегатов ГПА-10 ДКС-02 «Урал».

Агрегат ГПА-10 ДКС-02 «Урал» является автоматизированной установкой с газотурбинным одноконтурным приводом с независимой свободной турбиной (ПС-90ГП-З) номинальной мощностью 10 МВт, с центробежным нагнетателем дожимной модификации 108-41-1Л - 1,7, рассчитанным на давление 10 МПа. Устанавливается в индивидуальном легкосборном панельном укрытии ангарного типа. Агрегат может эксплуатироваться при следующих условиях окружающей среды:

- температура воздуха от минус 60 до плюс 45 єС;

- относительная влажность 100% при температуре плюс 25 єС.

Нагнетатель обеспечивает компримирование газа с конечным давлением 10 МПа при последовательной установке сменных проточных частей со степенями сжатия 1,7 -2,2 - 3,0 в одном корпусе.

В качестве привода используется газотурбинная установка ГТУ-10 П на базе двигателя ПС-90 ГП-3.

Запуск агрегата производится газовым стартером СтВ-5Г, работающим на подготовленном пусковом газе.

При достижении определенных параметров, заданных программой регулирования работы двигателя ГТУ, в камеру сгорания подается топливный газ. Одновременно очищенный в воздухоочистительном устройстве атмосферный воздух поступает в компрессор двигателя, где сжимается и поступает также в камеру сгорания. Происходит воспламенение газовоздушной смеси от запального устройства. Продукты сгорания, обладающие большой потенциальной энергией, поступают на лопатки турбины газогенератора, затем на лопатки свободной турбины привода нагнетателя, где их энергия преобразуется в механическую работу на валу СТ, передаваемую через трансмиссию на вал нагнетателя.

Природный газ из всасывающего коллектора ДКС поступает в нагнетатель ГПА. Сжатие газа осуществляется в проточной части нагнетателя, где происходит передача механической энергии привода газу, при этом давление газа увеличивается.

Отработанные газы от силовой турбины через систему выхлопа ГТУ, пройдя утилизатор тепла и систему выхлопа, выбрасываются в атмосферу.

Перед пуском агрегатов в эксплуатацию определяется рабочий режим (рабочая точка), в зависимости от выбранной производительности и приведенных оборотов, при этом потребляемая нагнетателем мощность не должна превышать номинальную более, чем на 20%, то есть не более 12000 кВт, а при температуре наружного воздуха выше минус 5С - не превышать обороты КВД и температуру газа за ТВД выше формулярных значений.

Причинами помпажа нагнетателя могут быть:

- увеличение давления на выходе;

- пониженная частота вращения по отношению к остальным параллельно работающим агрегатам;

- колебания давления в сети;

- неправильная или несвоевременная перестановка кранов в системе обвязки нагнетателя;

- попадание постороннего тела на защитную сетку или в выходной направляющий аппарат.

Главная опасность помпажных колебаний для нагнетателя - большая вероятность повреждения упорного подшипника, возможность разрушения рабочего колеса, разработка зазоров в лабиринтных уплотнениях [2].

Вывод нагнетателя из режима помпажа осуществляется открытием клапана - регулятора 6 р, соединяющего напорную линию со всасывающей. При этом расход газа через нагнетатель увеличивается, а степень сжатия падает.

Автоматическое управление, регулирование и контроль ГПА при пуске, работе и останове, защита на всех режимах работы ГПА выполняется системой автоматического управления (САУ ГПА).

Установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов

Для получения топливного, пускового и импульсного газов используется осушенный газ от УКПГ (из газопровода-подключения к промысловому коллектору). Газ подается на УПТПИГ по газопроводу Ду 150 с давлением 5,0…7,5 МПа и температурой -2°С.

Очищенный газ после замера расхода и подогрева поступает в блок редуцирования БРТПГ. Подготовленные топливный и пусковой газы подаются в соответствующие коллектора КЦ.

Часть газа после очистки и замера расхода поступает в установку подготовки импульсного газа (далее - УПИГ) производительностью 450 нм³/ч. Осушка импульсного газа производится в 2-х адсорберах, заполненных цеолитом, один из которых находится в работе (осушается газ), второй - в режиме регенерации или ожидания. Регенерация цеолита производится в адсорбере, нагретом ТЭНами до температуры 350 єС с периодической продувкой сухим газом из дополнительно устанавливаемого ресивера.

Подготовленный импульсный газ с давлением 4,0…7,5 МПа и температурой - 10…+10 ⁰С по трубопроводу Ду 50 подается в ресивер импульсного газа РИГ №1 объёмом 2 м³, далее к потребителям дожимной компрессорной станции.

Маслохозяйство КЦ

В составе КЦ-1 предусмотрено маслохозяйство. В состав маслохозяйства входят:

- 2 насоса для масла нагнетателя;

- 2 насоса для масла двигателя;

- 2 маслоочистительных установки ПСМ 2 - 4 (по одной для очистки масел нагнетателя и двигателя);

- блок емкости БЕ-1 для масла двигателя;

- блок емкости БЕ-2 для масла нагнетателя;

- 1 насос для откачки дренажей на УКПГ к Е-8 ар-3;

- дренажная емкость Е-2.

Система маслохозяйства и система маслопроводов в КЦ обеспечивают выполнение следующих операций:

- пополнение расходных емкостей БЕ-1 и БЕ-2 из резервуаров склада масел или из автоцистерн;

- пополнение маслобаков ГПА (автоматическое, по уровню) из емкостей

БЕ-1, БЕ-2 при помощи насосного оборудования;

- откачку отработанных масел из маслобаков ГПА в емкости отработанных масел на складе;

- очистку масел в фильтрах перед закачкой в маслобаки ГПА;

- дренаж масел из КЦ-1 в дренажную емкость Е-2;

- откачку отработанных масел из дренажной емкости Е-2 в автоцистерну.

Для нагнетателей используется турбинное масло Тп-22С (ТУ 38.101821-83) - для смазывания и охлаждения подшипников, в системе уплотнения «масло - газ».

Охлаждение газа после компримирования

После компримирования предусмотрена установка охлаждения газа, оснащенная аппаратами воздушного охлаждения АВГБС-100.

АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компримировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.

Каждый аппарат оснащен шестью вентиляторами, расположенными под трубными секциями. Мощность электродвигателя вентилятора 13 кВт. Охлаждение газа позволяет обеспечить:

- требуемые параметры работы УКПГ;

- возможность осушки газа до требуемой точки росы по влаге в соответствии с ОСТ 51.40-93 на установке подготовки газа к транспорту.

Поддержание необходимой температуры газа на выходе из установки охлаждения осуществляется:

- регулированием производительности вентиляторов путем изменения угла установки лопастей;

- отключением двигателей вентиляторов (отключение начинать с последнего по ходу газа ряда);

- отключением отдельных пар АВО (двух последовательно включенных АВО).

Охлаждение осуществляется в 24 аппаратах, которые установлены и обвязаны двумя группами по 12 шт. для параллельно-последовательной работы.

Температура перед АВО составляет:

- в летнее время до 65 єС;

- в зимнее время до 60 єС.

При абсолютной максимальной температуре воздуха, равной +35 єС, и степени сжатия е = 3,0 возможно повышение температуры газа перед АВО до 170 єС, что соответствует расчётной температуре работы «горячих» шаровых кранов производства ООО «Самараволгомаш».

Указанный уровень охлаждения определяется необходимостью обеспечения безгидратного режима как в самих аппаратах установки охлаждения газа, так и в трубопроводах до установки подготовки газа, с гарантированным запасом 3…5 єС.

При работе одного агрегата по пусковому контуру с высокими степенями сжатия возможно повышение температуры газа на ГПА до значений, превышающих максимально допустимые (60 єС). Для предупреждения недопустимого повышения температуры в схеме установки предусмотрена возможность охлаждения газа пускового контура в двух крайних парах АВО с возвратом охлажденного газа на ГПА.

Функции контроля давления, перепада давлений, температуры, а также управление входными, выходными кранами и вентиляторами АВО выведены на ЛИС 5000-04-03-01, которая установлена в здании САУ АВО.

Размещено на Allbest.ru