Конструктивный расчет центробежного компрессора для транспортировки попутного нефтяного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт промышленных технологий и инжиниринга

Кафедра «Переработка нефти и газа»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ПРИ КОНСТРУКТИВНОЙ РАЗРАБОТКЕ КОМПРЕССОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

РАЗРАБОТЧИК

Гараев Т.Р.

РУКОВОДИТЕЛЬ

Мозырев А.Г.

Тюмень 2016



Реферат

Бакалаврская работа содержит 84 с., 14 рисунков, 34 таблиц, 17 источников, 5 листов графической части формата А1, … листов презентации.

Ключевые слова: надежность, центробежный компрессор, рабочее колесо, подшипник, споав, компримирование, попутный нефтяной газ, эксплуатация, давление, температура, производительность.

В данной работе объектом изучения была выбран газоперекачивающий агрегат компрессорной станции предприятия ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Цель работы - изучить методы обеспечения надежность компрессорного оборудования. Провести конструктивный расчет центробежного компрессора.

В ходе работы выполнен расчет центробежного компрессора для компримированиея попутного нефтяного газа с учетом подбора различных конструкционных материалов.

В результате проведенной работы установлено, что габаритные размеры центробежного компрессора и его внутренних устройств зависят от окружной скорости рабочего колеса. Окружная скорость определяется пределом прочности материала, из которого изготовлено рабочее колесо.

Надежность компрессора зависит от верного подбора конструкционного материала и сложности внутреннего устройства агрегата.

Результат расчетов можно использовать при проектирование компрессорного оборудования для транспортировки различных газов.



Содержание

Введение

1. Литературный обзор

1.1 Методы обеспечения надежной работы оборудования компрессорной станции

2. Технологическая часть

2.1 Общая характеристика производства объекта

2.2 Характеристика сырья и выпускаемой продукции

2.3 Технологическая схема ЦСПТГ-5

2.4 Материальный баланс производства

3. Механическая часть

3.1 Расчет внутренних устройств центробежного компрессора

3.2 Расчет вала компрессора

3.3 Расчет подшипников компрессора

3.4 Расчет толщины стенки и габаритных размеров компрессора

3.5 Расчет располагаемой мощности ГТУ

3.6 Расчет режима работы центробежного компрессора

4. КИП и автоматизация производства

Заключение

Список литературы



Введение

В 2010 в Российской Федерации был введен запрет на сжигание попутного нефтяного газа. Так как попутный нефтяной газ является ценным сырьем для газовой промышленности и дешевым топливом в топливной промышленности.

Это подтолкнула страну к созданию новых промышленных комплексов в области газопереработки. Нефтедобывающие компании стали искать новых потребителей, как на внутреннем рынке России, так и за границей. Но прежде чем газ переработать, его нужно транспортировать к месту переработки. Для транспортировки попутного нефтяного газа необходимо повышвть давление в газопроводе. Эту проблему решили, постройкой компрессорных станций на месторождении.

Компрессорная станци это комплекс, включающий в себя большое количество аппаратов и агрегатов, целью которой является компримирование попутного нефтяного газа до установленного давления и транспартировка его к потребителю.

Данные комплексы работают непрерывно круглый год, поэтому одним из важных параметров при постройке и эксплуатации данных сооружений, является надежность. Надежное оборудование позволяет проводить технологические процессы максимально безопасно с эффективной экономической отдачей.

В данной работе расмотрим основные способы обеспечения надежности нефтехимического оборудования, и проведем конструктивный расчет центробежного компрессора для транспортировки попутного нефтяного газа.



1. Литературный обзор

1.1 Методы обеспечения надежной работы оборудования Компрессорной станции

Качество и конкурентная способность технических устройств и машин в первую очередь определяется их надежностью.

Надежность это особая характеристика оборудования, машины, системы, которое заключается в способности выполнять установленные функции, при этом сохраняя характеристики, установленные изготовителем в установленных пределах работы.

Надежность компрессорного оборудования это сложный показатель, который в зависимости от назначения объекта и условий его применения состоит из совокупности показателей: безотказности, долговечности, ремонтопригодности, сохраняемость.

Показатели безотказности характеризуют свойства проектируемого компрессорного оборудования сохранять работоспособность конструкции в течение некоторого времени.

Показатели долговечности характеризуют способность компрессора сохранять работоспособность до предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонтов.

Показатели ремонтопригодности компрессорного оборудования это возможность предупреждать и обнаруживать причины повреждения и устранять их путем проведения ремонтов и технического обслуживания.

При оценке ремонтопригодности новых конструкций машин применяют качественную или экспертную оценку. При экспертной оценке выделяют параметры, определяющие трудоемкость и длительность восстановления. Например:

- количество сборочных единиц;

- количество снимаемых элементов для доступа к месту отказа;

- технологичность процесса сборки;

- рабочие позы ремонтников;

- возможность использования средств механизации;

- наличие средств контроля и систем технической диагностики

- организация технического обслуживания и ремонта.

Показатели сохраняемости это способность сохранять исправное и работоспособное состояние во время хранения, транспортировки и эксплуатации.

К оборудование, работающему на станциях транспортировки углеводородов, предъявляют повышенные требования к надежности. От данного параметра зависит безопасность на предприятии, его экономическая успешность, конкурентоспособность и т.п. Надежность всего оборудования закладывается на трех этапах жизни оборудования: проектирования, изготовление и эксплуатация. Разберем данные этапы ниже.

Обеспечения надежности при конструктивной разработки компрессорного оборудования

Исторически развитие науки о надежности происходило с одной стороны с развитием математических методов обработки экспериментальной информации, а с другой стороны - с изучением физических процессов старения таких, как изнашивание, коррозия, усталостное разрушение и другие. Настоящий уровень развития науки о надежности является слиянием этих двух направлений.

Рассмотрим математическую составляющую теории надежности.

Математическая теория надежности это теория, которая устанавливает закономерности возникновения отказов объектов и методы их прогнозирования, изыскивает способы повышения надежности изделий при конструировании, изготовлении, а также поддержании их работоспособного состояния при эксплуатации, разрабатывает методы контроля надежности изделий.

На современном уровне задачи надежности при проектирование оборудования решаются с использованием:

- теории вероятности,

- математической статистики,

- теории случайных чисел,

- методов теории автоматического управления.

Рассмотрим подробнее теорию вероятности и математическую статистику.

Вероятность это численная величина, заключенная между 0 и 1, характеризующая меру возможности наступления случайного события в результате испытаний при заданной совокупности событий.

Для оценки свойств надежности введены показатели надежности, которые подразделяются на одиночные, характеризующие одно из свойств, составляющих надежность объекта, и комплексные, характеризующие несколько свойств, составляющих надежность объекта.

К показателям характеризующим безотказность объекта относятся: вероятность отказа, вероятность безотказной работы, интенсивность отказов, средняя наработка до отказа и т. д.

Вероятность отказа это вероятность того, что в пределах заданной наработки возникнет хотя бы один отказ. Определяется как отношение наработки оборудования к средней наработке до отказа.

Уменьшение вероятности отказа и повышение надежности работы узлов и подсистем в течение срока эксплуатации газоперекачивающих агрегатов является важной задачей газотранспортной отрасли. По опыту многих кампаний , работающих в сфере подготовки и транспортировке газа, было установлено, что в большинстве случаях поломки компрессорного оборудования случаются из-за выхода из строя подшипников.

На гистограмме 1. показана частота выхода компрессорного оборудования.



Гистограмма 1 - Распределение отказов по узлам ГПА:

1 - повреждение систем регулирования; 2 - повреждение подшипников; 3 - повреждение трубопроводов и арматуры; 4 - повреждение роторной группы; 5 - повреждение маслосистемы; 6 - повреждение проточной части; 7 - повышение выбрации

Данная гистограмма имеет усредненное значение причин отказов. Наибольшее число отказов приходит на выход из строя систем регулирования 24% и повреждение подшипников 23%, затем повреждение трубопроводов и арматур 14%, повреждение роторной группы 13%, повреждение маслосистемы 10%, повреждение проточной части 9% и повышение вибрации 7% [9].

Основными причинами выхода из стоя опорных узлов является увеличение осевого сдвига 61,5%, низкое качество масла 12,8%, дефект ремонта 10,3%, стесненное перемещение подшипника 5,1%, на остальные факторы приходится 10,3%. На гистограмме 2. показано распределение причин отказов упорных подшипников.

В большинстве случаев появление дефектов и разрушение подшипников происходит при повышение допустимой нагрузки, отсутствие подачи смазки износе в процессе длительной эксплуатации. Поэтому необходимо стараться предотвратить развитие повреждения подшипника, так как выход его из стоя приводит к выходу из стоя всего агрегата и к аварийным ситуациям.

Гистограмма 2 - Распределение причин отказов опорных узлов:

1- Увеличение осевого усиления; 2 - низкое качество масла; 3 - дефект ремонта; 4 - стесненное перемещение подшипника; 5 - прочее.

Вероятность безотказной работы -- это вероятность того, что в пределах заданной наработки или заданном интервале времени отказ объекта не возникает. Вероятность безотказной работы обратна вероятности отказа и вместе с интенсивностью отказов определяет безотказность объекта.

Статистический анализ надежности показывает, например, что 90% нефте и газохимического оборудования работает относительно надежно, а 10% является малонадежным и имеет среднюю наработку на отказ менее 300 часов.

К малонадежному оборудованию относят аппараты и агрегаты подверженные частой поломки. К данному типу на многих нефтехимических предприятиях относят аппараты с движущимися элементами и сложным внутренним устройством: реакторы с мешалкой, теплообменные аппараты, компрессорное оборудование и т.д.

Для увеличение периода между отказами компрессорного оборудования проводят, ряд мероприятий:

- ежедневный визуальный осмотр агрегата;

- ежедневный контроль уровня масла и его температуры;

- замена или чистка воздушных фильтров 4000 - 8000 часов;

- контроль циркуляции масла в узлах скольжения;

- замена подшипников при наработке 25000 - 60000 часов.

Средняя наработка до отказа технический параметр, характеризующий надёжность восстанавливаемого прибора, устройства или технической системы. Средняя продолжительность работы устройства между ремонтами, то есть показывает, какая наработка в среднем приходится на один отказ. Выражается обычно в часах.

К характеристикам ремонтопригодности относятся такие показатели: вероятность восстановления, среднее время восстановления, средняя трудоемкость восстановления.

Вероятность восстановления это вероятность того, что время восстановления работоспособного состояния объекта не превысит заданное значение.

Среднее время восстановления математическое ожидание случайной продолжительности восстановления работоспособности (ремонта).

Например на предприятии ООО РН-Юганскнефтегаз при остановке газоперекачивающих аппаратов на капитальный ремонт, выделяется время на ремонт две недели. При этом при обнаружении серьезных многочисленных дефектов в узлах газоперекачивающего агрегата, может привести остановку агрегата на неопределенный срок до устранения неисправностей [2]. Средняя трудоемкость восстановления это затраты времени и труда на проведение технического обслуживания и ремонтов с учетом конструктивных особенностей объекта, его технического состояния и условий эксплуатации характеризуются оперативными показателями ремонтопригодности.

К комплексным показателям надежности относят: коэффициент готовности, коэффициент оперативной готовности, коэффициент технического использования.

Коэффициент готовности это вероятность того, что оборудование окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени кроме периодов, в которых эксплуатация не предусматривается. Коэффициент определяется как отношение математических ожиданий времени нахождения в работоспособном состоянии к математическим ожиданиям суммы этого времени и времени внеплановых ремонтов.

Для надежного оборудования в большинстве случаев данный коэффициент стремится к 1. Для мало надежного оборудования данный коэффициент можно определяют по статистическим данным. При этом данный коэффициент на прямую зависит от качества изготовления технологического оборудования и режима его эксплуатации.

Коэффициент оперативной готовности это вероятность того, что оборудование окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается, и начиная с этого момента, будет работать безотказно в течение заданного интервала времени.

Коэффициент технического использования это отношение математического ожидания времени работоспособного состояния за некоторый период эксплуатации к сумме математических ожиданий времени работоспособного состояния и всех простоев для ремонтов и технического обслуживания.

Названные выше коэффициенты применяются в основном для автоматических комплексов и сложных систем.

В статистике оценивание показателей надежности исследуемого объекта производится на основании сведений о наработках до отказа элементов. Получение оценок надежности основано на различных предположениях о законах распределения наработок до отказа. Выдвижение гипотезы о принадлежности наработок к тому или иному распределению основывается либо на изучении физики явления, приводящего к отказу, либо на основе аналитического исследования статистических данных об отказах оборудования.

Исследования надежности оборудования позволяет считать, что наработки оборудования в своем большинстве подчиняются следующим четырем распределениям:

- экспоненциальному (показательному);

- нормальному;

- логарифмическому нормальному;

- Вейбулла.

Экспоненциальное распределение характерно для начального периода эксплуатации. В этот период постепенные отказы еще не проявляются и надежность оборудования характеризуется внезапными отказами, которые вызываются неблагоприятным стечением многих обстоятельств и имеют постоянную интенсивность, которая не зависит от возраста изделия.

Для постепенных отказов, или их обычно называют износовые отказы, характерен закон распределения времени безотказной работы, которые вначале дают низкую плотность распределения, затем максимальную и далее падение, связанное с уменьшением числа работоспособных элементов. Этот закон называют нормальным распределением.

Одним из способов графического изображения является гистограмма рисунок 1 (столбиковая гистограмма), которая отражает состояние качества проверенной партии изделий и помогает разобраться в состоянии качества изделий в генеральной совокупности, выявить в ней положение среднего значения и характер рассеивания.

Рисунок 1 - Гистограмма Паретто.



Гистограмма позволяет распознать состояние качества партии изделий по внешнему виду распределения, она не дает всей информации о величине широты, симметрии между правой и левой сторонами распределения, наличии или отсутствии центра распределения в количественном выражении.

Логарифмическое нормальное распределение описывает наработки до отказа вследствие развития усталости и представляет собой логарифм случайной величины распределенной по нормальному закону. Это распределение точнее, чем нормальное распределение. Удобно для случайных величин, представляющих собой произведение значительного числа случайных величин, что характерно для наработки подшипников качения, электронных ламп и других изделий.

Для элементов, подверженным как внезапным, так и постепенным отказам наиболее приемлемым является распределение Вейбулла.

Распределение Вейбулла довольно универсально путем варьирования параметров охватывает широкий диапазон случаев изменения вероятностей. Он удовлетворительно описывает наработку деталей по усталостным разрушениям, наработку до отказа подшипников и других деталей. Используется для оценки металлургического оборудования, автомобилей, подъемно - транспортных машин и других. Применяется также для оценки надежности по приработочным данным.

В каждом конкретном случае решение о принадлежности полученных наработок к тому или иному распределению принимается на основании исследования характера повреждений. Принимаемое решение (гипотеза) не является окончательным и должно проходить проверку по критериям согласия.

Другой теоретической основой теории надежности являются разделы науки, изучающие физико-химические процессы разрушения, изнашивания и старения материалов такие, как:

- сопромат,

- трибология,

- коррозия металлов и другие.

Современные методы обеспечения качества и надежности выпускаемого компрессорного оборудования

Обеспечение качества выпускаемой продукции -- одна из важных функций организации производства на предприятии. Для реализации этой функции на предприятии формируется система обеспечения качества продукции, представляющая собой комплекс организационных мероприятий, имеющих своей целью создание необходимых условий для выпуска продукции должного качества.

При выпуске газоперекачивающего оборудования обеспечения качества стоит на первом месте, так как данные машины работают на предприятиях во взрывоопасных условиях.

К данным мероприятиям относят:

- Контроль стабильности технологических параметров при выпуске газокомпрессорного оборудования

- Статистический контроль выпускаемого компрессорного оборудования.

Немало важна стабильность технологического процесса производства.

Точность и стабильность технологического процесса, его настроенность - одни из основных показателей качества технологического процесса, в производстве сложного технологического оборудования.

Добиться этого удается на заводах по производству компрессорного оборудования постоянным контролем технологических параметров производства.

Производство компрессорного оборудование проходит в два этапа. На первом этапе производят сборочные единицы компрессора. Изготовление деталей заключается в первоначальном литье или ковки с последующей фрезеровкой.

На данной стадии изготовления очень важно контролировать такие параметры:

- компонентный состав сырья;

- температура отливки и ковки детали;

- точный контроль температуры и времени термообработки;

- точность фрезеровки деталей и т.д.

Данные производственные параметры необходимо контролировать как с помощью автоматических систем регистрации технологического процесса, таки визуальным наблюдением специалистов.

На втором этапе производства компрессорного оборудования производят сборку компрессоров. В данном случае очень важно соблюдать качество и последовательность сборки компрессора. Последовательность сборки должна быть прописана в инструкциях по сборке компрессоров, которыми должны руководствоваться рабочие на производстве. Каждый этап изготовления компрессорного оборудования необходимо фиксировать в журналах учета.

Одним из важнейших значений в надежности оборудования имеет статистический контроль процесса производства

Контролем качества продукции обычно занимается отдел технического контроля (ОТК) предприятия.

Классификация видов контроля основана на различных признаках: время проведения и место контроля в технологическом цикле, управляющее воздействие контроля, объект контроля и др. Рассмотрим наиболее распространённые виды контроля.

Контроль разделяют на разрушающий и неразрушающий.

При разрушающем контроле для выполнения контрольных операций необходимо разрушить изделие и дальнейшее его использование становится не возможным. Примером разрушающего контроля являются испытания на растяжение, сжатия, изгиб и т.д. Данный вид контроля применяют, когда необходимо определить соответствия контролируемого параметра установленным предельным отклонениям, сопровождается разрушением объекта, является проверка изделия на прочность.

При данных испытания происходит полное разрушение образца, без возможного восстановления. Поэтом данный контроль проводят периодически, делая выборку из партии продукции.

При неразрушающем контроле соответствие контролируемого параметра установленным предельным отклонениям определяется по результатам полученной информации об объекте контроля. Взаимодействие органов средства контроля с объектом контроля не вызывает разрушения объекта и не изменяет его свойств. Примерами неразрушающего контроля являются: контроль размеров деталей и их целостности, отклонений формы, однородности материала и т.д. Результаты контроля можно использовать для воздействия на ход производственного процесса.

В наше время одним из эффективных методов является токовихревая дефектоскопия. Данный метод помогает выявить нарушения структуры внутри материала и найти микротрещины на поверхности исследуемого объекта.

Например в журнале Газовая промышленность автор В. И Акимов описывает метод токовихревой дефектоскопии турбинных лопаток ГТУ [9]

« …традиционно для контроля исправности турбинных лопаток газотурбинных двигателей используют визуально измерительный контроль. Данный контроль выполняется с помощью бароскопа или аналогичных устройств. Данное оборудование помогает выявить на поверхности лопатки обрывы и хорошо раскрытые трещины. Но искомые трещины на рабочих лопатках турбин высокого давления выходят на последних этапах развития, так как их зарождение идет с внутренних поверхностей. Поэтому с помощью данного метода выявить трещины очень сложно. Помимо этого визуальный измерительный контроль не позволяет выявить подповерхностные трещины.

Аналогичными недостатками обладает метод проникающего вещества.

Поэтому в дальнейшем рассматривают два метода контроля токовихревой и ультразвуковой.

Токовихревые и ультрозвуковые дефектоскопы позволяют регистрировать поверхностные и подповерхностные трещины, находящиеся на глубине до 0,7 мм.

Достоинствами данных методов является:

- возможность производить контроль на компрессорной станции без разбора оборудования;

- данный метод контроля позволяет регистрировать развитие трещин на раннем этапе.

Данный метод активно тестируют на предприятии ООО «Газпромтрансгаз Уфа». Метод был опробован уже на более 30 двигателях АЛ-31СТ. В дальнейшем планируется использовать данный контроль на постоянной основе, проверку двигателей проводить каждые 1000 часов наработки, что в дальнейшем обеспечит высокую выявляемость дефектов и повысит надежность эксплуатации двигателей АЛ-31СТ.»

Помимо описанных методов, неразрушающего контроля применяют рентгеноскопию. Данный метод позволяет выявить трещины в лопатке по всему сечению, что в свою очередь делает этот контроль предпочтительней токовихревого и ультразвукового.

Но этот контроль имеет ряд недостатков:

- промышленные томографы для рентгеноскопии имеют большие габаритные размеры и высокую стоимость;

- для контроля детали ее необходимо демонтировать, что занимает больше времени по сравнению с токовихревым и ультразвуковым контролем;

- повышенный радиационный фон.

Данные недостатки позволяют применять данный метод контроля только на заводе изготовителе.

Помимо эффективности метода контроля и его качество проведения, важную роль играет обработка полученных данных за определенный период времени.

Добиться этого помогает статистический анализ. Основной целью статистического анализа точности и стабильности технологического процесса является получение и обработка систематизированной непрерывной информации о качестве продукции, необходимой для дальнейшего совершенствования технологического процесса, а также для определения оптимальных параметров его статистического регулирования (настройки).

Под статистическим анализом точности и стабильности технологического процесса понимается совокупность действий по установлению статистическими методами значений показателей точности, настроенности и стабильности технологического процесса и определению закономерностей их изменения во времени

Надежная и безопасная эксплуатация оборудования на компрессорной станции

Надежность и безопасность оборудования закладывается при его проектировании, обеспечивается при изготовление и поддерживается при эксплуатации и ремонте.

Пуск ГТУ является самым ответственным этапом в организации эксплуатации компрессорной станции. В процессе трогания роторов ГТУ начинают расти динамические нагрузки, возникают термические напряжения в узлах и деталях от прогрева ГТУ. Рост температур ведет к изменению линейных размеров лопаток, дисков, изменению зазоров в проточной части, тепловому расширению трубопроводов. При трогании ротора в первый момент не обеспечивается устойчивый гидравлический клин в смазочной системе. Идет процесс перехода роторов с рабочих колодок на установочные. Компрессор ГТУ близок к работе в зоне помпажа. Через нагнетатель осуществляется большой расход газа при низкой степени сжатия, что ведет к большим скоростям, особенно трубопроводов рециркуляции, что вызывает их вибрацию. В процессе запуска до выхода на режим «малого газа» валопроводы некоторых типов ГТУ проходят через обороты, совпадающие с частотой собственных колебаний, т.е. через резонансные обороты.

Пуск ГТУ осуществляется с помощью пусковых устройств. Для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) применяются турбодетандеры, работающие в основном на перепаде давления природного газа, который предварительно очищается и редуцируется до необходимого давления. Турбодетандеры установлены на большинстве стационарных и некоторых авиационных ГПА. Иногда в качестве рабочего тела применяется сжатый воздух.

Кроме турбодетандера широкое применение нашли электростартеры, которые применяются на судовых ГПА. Ряд агрегатов оборудован системой гидравлического запуска. Мощность пусковых устройств составляет 0,3-3,0% мощности ГПА в зависимости от типа ГПА - авиационных или стационарных.

Рассмотрим типовой алгоритм автоматического запуска стационарного ГПА. При пуске ГПА можно выделить три этапа. На первом этапе раскрутка ротора осевого компрессора и турбины высокого давления происходит только благодаря работе пускового устройства.

На втором этапе раскрутка ротора турбокомпрессора производится совместно турбодетандером и турбиной. При достижении оборотов турбокомпрессора, достаточных для зажигания смеси 400-1000 об/мин, включается система зажигания и начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. О нормальном зажигании сигнализирует датчик - фотореле. Примерно через 1-2 мин после набора температуры примерно 150-200°С заканчивается первый этап прогрева, открывается регулирующий клапан на величину около 5% и начинается второй этап прогрева, который продолжается 10 мин. Затем происходит постепенное увеличение оборотов турбины высокого давления за счет открытия газорегулирующего клапана. При достижении оборотов примерно 50% от номинала турбина выходит на режим «самоходности». При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй этап раскрутки ротора. В этот момент для исключения провала частоты вращения ротора турбокомпрессора производится резкое открытие топливного регулирующего клапана на 2-3%.

На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбокомпрессора путем постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания. При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, турбоагрегат переходит работать с пусковых насосов на основные, приводимые во вращение уже от роторов агрегата [8].

Недостатки известного технического решения заключаются в скачке температур продуктов сгорания в турбине при завершении второго этапа пуска. Это приводит к существенным температурным напряжениям в узлах турбины, к задеваниям рабочих лопаток об элементы уплотнений радиальных зазоров и, как следствие, к снижению ресурса и мощности ГТУ.

Известны способы пуска ГТУ со свободной силовой турбиной путем раскрутки ротора турбокомпрессора ГТУ с помощью внешних пусковых двигателей.

После достижения связанными роторами дожимного компрессора и турбокомпрессора пусковых оборотов открывают регулирующий клапан топливного газа, подают топливный газ в камеру сгорания и воспламеняют его запальником. Продукты сгорания проходят через газовую турбину ГТУ, раскручивая вышеупомянутые связанные роторы. По мере раскрутки связанных роторов при достижении так называемого режима «самоходности» производят отсоединение от пускового двигателя жестко связанных роторов турбокомпрессора и дожимного компрессора топливного газа при достижении ими расчетных оборотов (второй этап), а степень открытия регулирующего клапана топливного газа увеличивают, что повышает обороты роторов турбокомпрессора. Дальнейший вывод на рабочие обороты достигается за счет увеличения расхода и давления топливного газа (третий этап).

Этому техническому решению также присущи описанные выше недостатки, связанные со скачком температур при отсоединении пускового устройства.

Техническое обслуживание ГПА.

Для учета и контроля выполнения всех, проводимых ремонтных работ на компрессорных станциях необходимо составлять план-график, рекомендуемая форма которого приведена в приложении [1].

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла переключения приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Ремонт узлов переключения

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации на коммуникации, арматуру и оборудование	По мере необходимости
Проверка предохранительной и запорно-регулирующей арматуры	2 раза в год
Ремонт запорной арматуры	По мере необходимости
Ремонт предохранительной арматуры	По мере необходимости
Восстановление грунтового слоя земли в местах размывов и проседания грунта	По мере необходимости
Покраска поверхностей трубопроводов. Восстановление надписей и указателей направления движения газа.	По мере необходимости
Осмотр целостности и надежности крепления газопроводов.	“ - “
Ремонт газопроводов в местах перехода «земля-воздух» и местах входа-выхода из зданий.	1 раз в 3 года

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла отчистки приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Ремонт узлов отчистки

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Проведение испытаний сосудов, работающих под давлением по срокам установленным [1] «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».	По мере необходимости
Проверка запорной арматуры блока на входе и выходе	“ - “
Проверка запорной арматуры на дренажной линии	“ - “
Ремонт запорной арматуры	1 раз в год
Ревизия и ремонт систем автоматического удаления жидкости	По мере необходимости
Покраска поверхностей трубопроводов. Восстановление надписей и указателей	По мере необходимости

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла предотвращения гидратобразования приведены в таблице 1.3.

Таблица1. 3 - Ремонт узла предотвращения гидратообразований

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации	По мере необходимости
Проверка теплообменника	1 раз в год
Проверка подогревателя	1 раз в год
Проверка арматуры на линии газа	“ - ”
Проверка систем регулирования и безопасного горения газа	1 раз в 6 месяцев
Ремонт запорных задвижек и кранов	По мере необходимости
Ремонт теплоизоляции на системах коммуникации	По мере необходимости

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла редуцирования приведены в таблице 1.4.

Таблица1.4 - Ремонт узла редуцирования

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации	По мере необходимости
Проверка запорной арматуры	1 раз в год
Проверка регулирующей арматуры	По мере необходимости
Pемонт запорной арматуры с ручным приводом	То же
Ремонт запорной арматуры с пневмоприводом	То же
Ремонт регулирующей арматуры	То же
Проверка узла подготовки импульсного и командного газа	По мере необходимости, но не реже 1 раза в 2 месяца
Востановление поглотителя в узле подготовки газа	То же
Покраска поверхностей оборудования и трубопроводов. восстановление надписей и указателей направления потока газа	По мере необходимости

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла учета газа в таблице 1.5.



Таблица1. 5 - Ремонт узла учета газа

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации сужающего устройства	По мере необходимости Ревизия1 раз в год
Настройка приборов учета расхода газа	в соответствии с рекомендациями завода изготовителя
Подготовка и сдача расходомерных узлов и приборов в государственную поверку	в соответствии с межповерочным интервалом для конкретных средств измерений

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла КИП и А приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Ремонт узла КИП и А

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации	По мере необходимости
Проверка контрольно-измерительных приборов	1 раз 6 месяцев
Проверка работоспособности и точности работы датчиков пожарной безопасности	1 раз в 6 месяцев
Ремонт систем автоматического контроля технологического процесса	По мере необходимости
Ремонт систем пожарной безопасности	По мере необходимости
Ремонт защиты автоматики	По мере необходимости
Сдача на проверку газоанализаторов	Определяется заводом-изготовителем и Госстандартом России

Перечень ремонтных работ и их периодичность узла запорной арматуры приведены в таблице 1.7.

Таблица1.7 - Ремонт узла ремонтной арматуры

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации	По мере необходимости
Проверка и испытания запорной арматуры	1 раз в год
Проверка и испытания запорной арматуры	По мере необходимости
Покраска запорной арматуры. Восстановление надписей, указателей, номеров	По мере необходимости

Перечень ремонтных работ и их периодичность систем связи и телемеханики приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Ремонт систем связи и телемеханики

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Техническое обслуживание	Согласно графика ППР
Текущий ремонт	Согласно графика ППР
Оформление дефектной документации	Перед выводом в капитальный или средний ремонт
Капитальный (средний) ремонт	В соответствии с технической и экспл. документацией

Перечень ремонтных работ и их периодичность электрооборудования и молнезащиты приведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Ремонт электрооборудования и молнезащиты

Проводимые ремонтные работы и операции	Повторяемость
Оформление дефектной документации	1 раз в год
Проверка электрооборудования и электрических систем	1 раз в год
Проверка надежности сварных и болтовых соединений. Проверка молниеотводов с контуром заземления	1 раз в 6 мес.
Проверка надежности заземления электрооборудования в электрических цепях	1 раз в 6 мес.
Ремонт молниеотводов и электрооборудования	По мере необходимости
Проверка кабельных линий. Проверка изоляции проводки	После ремонта, но не реже1 раза в год
Покраска электрооборудования и молниеотводов	По мере необходимости

Основными причинами выхода из строя центробежного компрессора являются поломка роторной группы или опорных и упорных подшипников.

По статистике суммарная доля выхода из строя этих узлов составляет 37%.

При выходе из строя роторной группы, чаще всего ломаются рабочие колеса. Рабочие колеса в центробежных компрессорах при поломке не восстанавливаются, они подлежат замене.

Из подшипников чаще всего выходят из строя подшипники скольжения. Поломка заключается в образовании задир на поверхности трения, образования вмятин на поверхности трения или разрушение целостности вкладыша.

Для того чтобы обеспечить надежность данного оборудования, необходимо: контролировать качество при производстве данных узлов, закладывать запас прочности при их проектирование и обеспечить обслуживания при эксплуатации.

По мимо качественного ремонта и правильного пуска ГПА, необходимо обеспечит бесперебойную работу в зимний период. Так как пуск зимой осложнен низкими температурами.

Надежная и безаварийная работа аппаратов и трубопроводов должна быть обеспечена постоянным наблюдением обслуживающего персонала за их состоянием, своевременным ремонтом, заменой аппаратов по истечении гарантийного срока службы и замена трубопроводов по мере износа, структурного изменения металла. Все мероприятия по утеплению арматуры, оборудования, средств КИПиА должны быть выполнены по наступления зимы.

С понижением температуры окружающего воздуха до отрицательных величин устанавливается порядок осмотра аппаратов, трубопроводов и дренажных устройств обслуживающим персоналом через каждые два часа работы с записью в режимном листе контроля работы дренажных устройств, где фиксируется температура окружающей среды, температура в трубопроводе или аппарате, проходимость дренажа, работа теплоспутника. Кроме того, ответственные лица за эксплуатацию аппаратов и трубопроводов, проводят их осмотр по графику, утвержденному техническим директором предприятия.

Запорные приспособления должны быть пронумерованы, а направление перемещения продуктов указано стрелками, все обозначения в схеме должны соответствовать рабочей инструкции по обслуживанию аппаратов.

Обслуживающему персоналу не реже, чем через два часа, по графику проверять состояние обогрева дренажных устройств, застойных зон участков трубопроводов с записью в вахтовом журнале результатов осмотра, осмотр их инженерно-техническими работниками объекта производить по специальному графику, утвержденному начальником цеха по переработке газа. Частота осмотра оборудования и трубопроводов инженерно-техническим работниками устанавливается в зависимости от температуры окружающего воздуха.

При выявлении случаев переохлаждения металла аппаратов или трубопроводов и их деталей, необходимо произвести наружный осмотр участка трубопровода с целью установления приблизительной границы замораживания, затем принять меры к отключению их от действующих коммуникаций так, чтобы не создавались искусственные тупики и принять меры к разогреву отключенного участка трубопровода в соответствии с изложенными выше требованиями.

В случае невозможности отключения трубопровода, аппарата и угрозы аварии необходимо остановить объект и принять меры к устранению выявленного нарушения. Отогрев трубопроводов, аппаратов открытым огнем или при открытых задвижках запрещается. Разогрев ледяной пробки производится паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка.

Наличие движения среды в трубопроводе при отсутствии инструментальных методов контроля температуры, можно определить по таянию снега, положенного на трубопровод: при отсутствии проходимости снег, положенный на трубопровод, таять не будет.

Начинать отогревать до стравливания давления запрещается.

Отогрев огнем или при открытой арматуре запрещается. Подвод пара к местам возможного замерзания влаги в трубопроводах и арматуре должен быть выполнен до наступления зимы.

В мероприятиях должен быть предусмотрен монтаж устройств для замера температур тупиковых участков (термопар, карманов для термопар).

С понижением температуры наружного воздуха до отрицательных величин необходимо обеспечить движение среды по тупиковым участкам трубопроводов, если это возможно по условиям процесса.

При наличии на тупиковом участке двух и более отсекающих арматур понижение давления производиться первой по ходу, а остальные должны быть открыты полностью.

Ответственными за создание протока среды через тупиковые участки трубопроводов распоряжением начальника цеха по переработке газа назначаются инженерно-технические работники.

На период особо низких температур окружающего воздуха распоряжением по цеху устанавливается круглосуточное дежурство ответственных ИТР по объектам, в обязанности которых вменяется дополнительный контроль за состоянием аппаратов, трубопроводов и осмотр совместно с технологическим персоналом наиболее вероятных участков возникновения аварийных ситуаций.

Площадки на объектах, дороги, лестницы и переходы должны быть очищены от снега и льда, посыпаны песком.

Наличие сосулек на лестницах, площадках и переходах не допускается.

Сосульки и корки льда, образующиеся на аппаратах и оборудовании, должны своевременно удаляться.

Пользоваться крюками, ломами или трубами при открывании замерзших вентилей, задвижек не разрешается. Необходимо предварительно отогреть их паром или горячей водой.

При отогревании дренажи и воздушники должны быть закрыты.

2. Технологическая часть

Технология подготовки и компримирования попутного нефтяного газа на предприятии ООО РН-Юганскнефтегаз ЦСПТГ

2.1 Общая характеристика производства объекта

Наименование объекта - Компрессорная станция (КС) Приобского месторождения.

Компрессорная станция (КС) расположена на правом берегу р. Обь и предназначена для подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа правобережной части Приобского месторождения на левобережную часть месторождения.

В административном отношении район КС расположен в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югра Тюменской области РФ на землях Госземзапаса, а территориально на правобережной части Приобского месторождения в 65 км северо-восточнее окружного центра города Ханты-Мансийск, в районе ДНС с УПСВ и куста скважин № 201.

Район КС располагается в пойме реки Обь. Пойма, в основном, открытая, местами покрыта густым кустарником или узкими полосами смешанного леса (сосна, береза, осина) вдоль крупных и средних водотоков.

Рельеф изрезан многочисленными протоками и ручьями, впадающими в р. Обь. Абсолютные отметки колеблются в пределах 20-29 метров Балтийской системы высот.

Климатическая характеристика района принята по ближайшей метеостанции Сургут.

Среднегодовая температура воздуха минус 3,4 °С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января минус 22,0 °С, а самого жаркого - июля плюс 16,9 °С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь минус 55 °С, а абсолютный максимум на июнь-июль плюс 34 °С.

Осадков в районе выпадает много, особенно в теплый период. С апреля по октябрь - 467 мм, за холодный период с ноября по март выпадает 209 мм, годовая сумма осадков - 676 мм.

В течение года преобладают ветры юго-западного направления. В январе - западного, юго-западного, а в июле - северного направления. Средняя годовая скорость ветра - 4,9 м/c, средняя за январь - 4,9 м/с. Средняя в июле - 4,5 м/с

Генеральный проектировщик - ОАО "Гипротюменнефтегаз".

Установка осушки газа запроектирована ООО «РусГазПроект».

Дата ввода в эксплуатацию - 2011г.

Сырьем для КС-2 является попутный нефтяной газ с ЦППН-8, УСН и ДНС с УПСВ в районе куста К-201 Приобского месторождения.

Технологический комплекс проектируемых сооружений КС-2 обеспечивает:

1. очистку входного газа от капельной жидкости и твёрдых примесей, рассчитанную, в том числе, на залповый приём жидкости (жидкостных пробок);

2. компримирование газа газоперекачивающими агрегатами (ГПА) со вспомогательными системами;

3. воздушное охлаждение компримированного газа;

4. очистку газа от конденсата, выделяющегося при компримировании и последующем охлаждении газа;

5. осушку газа (по воде) до параметров согласно СТО Газпром 089-2010 для дальнейшего безгидратного транспорта;

6. подачу метанола в газопровод внешнего транспорта для предотвращения гидратообразования в осенне-зимний период на случай сбоя в работе установки осушки газа;

7. подготовку газа: топливного и газа СГУ («сухих» газовых уплотнений), обеспечивающего первоначальный запуск ГПА и дальнейшую его работу;

8. подготовку газа для собственных нужд: топлива для котельной и на нужды хозяйства факельного - запальный и затворный газ;

9. оперативный учёт входного газа;

10. оперативный учёт топливного газа, газа СГУ и газа, сжигаемого на факелах;

11. транспорт конденсата по двухтрубной системе для утилизации в нефтесбор и на ДНС с УПСВ в районе куста К-201 Приобского месторождения.

Продукцией КС-2 является компримированный и осушенный попутный нефтяной газ, который направляется:

1. для газоснабжения газотурбинной электростанции (ГТЭС) Приобского месторождения, проектируемой сторонней организацией, с учётом того, что давление в точке отбора газа на ГТЭС поддерживается на уровне 3,2 МПа;

2. остаточный газ подаётся на приём компрессорной станции КС-1 для дальнейшего транспорта его на Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ЮБ ГПК).

Сооружения КС-2 запроектированы на работу 350 дней в году.

Строительство компрессорной станции КС-2 осуществляется на новой территории в две очереди.

Производительность первого пускового комплекса компрессорной станции - 1000 млн.нм3/год.

2.2 Характеристика сырья и выпускаемой продукции

В качестве сырья на компрессорной стации №2 используют сырой попутный нефтяной газ. Газ поступающий на компрессорную станцию с ЦППН-8, УСН и ДНС с УПСВ в районе куста К-201 Приобского месторождения имеет следующие характеристики, характеристики показаны в таблице 2.2.

Продукцией компрессорной станции №2 является осушенный газ и газоконденсат.

Газ направляется на газотурбинную электростанцию и на переработку потребителю, а газоконденсат подается в систему нефтесбора. Полученная продукция имеет следующие характеристики Таблица 2.4.

На компрессорной станции часть газа проходит дополнительную очистку от газоконденсата и механических примесей. Газ после чего подается в топливную система газотурбинной установки. В таблице 2.3 показаны характеристики топливного газа.

Таблица 2.2 - Состав и характеристики сырья

№	Сырье	Показатели качества	Нормы по ГОСТ	Область применения
1.	Попутный нефтяной газ	Компонентный состав, ГОСТ 31371.7-2008	-	Подача на КС-2 для компримирования и осушки
		Плотность, кг/м3, ГОСТ 31369-2008	0,851
		Влажность, г/м3, ГОСТ 20060-83	-
		Точка росы по углеводородам, оС	-
		Точка росы по воде, оС	-

Таблица 2.3 - Характеристика продукции КС-2

№	продукция	Показатели качества	Нормы по ГОСТ	Область применения продукции
1.	Осушенный газ	Компонентный состав, ГОСТ 31371.7-2008		Подача осушенного газа потребителю
		Плотность, кг/м3, ГОСТ 31369-2008	0,781
		Теплота сгорания низшая, МДж/м3, ГОСТ 31369-2008	Не менее 32,5
		Точка росы по воде, оС - зимний период (01.10-30.04) - летний период (01.05-30.09)	не выше минус 20 не выше минус 10
		Содержание сероводорода, г/м3, ГОСТ 2387.2-97	не более 0,007
		Содержание меркаптановой серы, г/м3, ГОСТ 2387.2-97	не более 0,016
		Объемное содержание кислорода, %, не более	1,0
2.	Газоконденсат	Давление, МПа	2,50…2,89	Подача в систему нефтесбора
		Температура, 0С	+5…35
		Плотность, т/м3	0,75…1,008
		Фракционный и компонентный состав	не нормируется
		Содержание воды, % об.	не нормируется

Таблица 2.4 - Характеристики топливного газа

№	Продукция	Показатели качества	Нормы по ГОСТ	Область применения
1.	Топливный газ	Давление, МПа	+5…55	Подача в топливную систему ГТУ
		Температура, оС	2,4…2,7
		Размер твердых частиц, мкм	Не более 10
		Содержание твердых частиц, мг/кг	Не более 4
		Расход кг/час	2360 на одну машину

2.3 Технологическая схема ЦСПТГ-5

Попутный нефтяной газ, утилизируемый с ЦППН-8, УСН и ДНС с УПСВ в районе куста К-201 Приобского месторождения, по трубопроводу с температурой +5…35°С и давлением 0,2…0,4 МПа (абс) поступает на сооружения дожимной компрессорной станции КС-2 Приобского месторождения.

На входном коллекторе газопровода установлена электрифицированная задвижка с дистанционным управлением со щита оператора ЗД1.

Для очистки входного газа от капельной жидкости и твёрдых примесей газ поступает через электроприводные задвижки ЗД2, ЗД3 в сепараторы газовые С1, С2, соответственно.

В качестве сепараторов С1, С2 принят сепаратор газовый (входной) типа НГС-I-1,0-3000-2-И. Объем емкости составляет 100 м3.

Сепараторы газовые С1, С2 предназначены для грубой очистки входного газа от капельной жидкости до 0,1 г/м3 и твёрдых примесей, а также рассчитаны на залповый приём жидкости (жидкостных пробок). Процесс сепарации жидкости от газа осуществляется каплеуловителями струнного типа.

Сепараторы С1, С2 оборудованы блоками предохранительных клапанов с установочным давлением 4,6 кгс/см2, газ от которых сбрасывается в коллектор сброса с ПК на факел низкого давления ФНД.

Отделившийся в сепараторах С1, С2 конденсат через клапаны отводится в буферную емкость БЕ1.

После очистки от капельной жидкости до 0,1г/м3 и твёрдых примесей в сепараторах газовых С1, С2 газ направляется в фильтры-сепараторы С3…С5 (2раб.+1рез.), в которых проходит дополнительную очистку от углеводородного конденсата и капельной влаги. Часть газа может быть направлена в блок подготовки газа БПГ (для использования на собственные нужды).

В качестве фильтр-сепараторов С3, С4, С5 приняты аппараты по черт. ДХМ 6000.00.000 по ТУ 3615-050-00217389-2002. Объем емкости составляет 100 м3.

Эффективность очистки в фильтрах-сепараторах от твердых частиц размером до 5мкм составляет 99%, размером более 5 мк...