Отчет по практике. Подготовки транспортируемого газа на кс
 Скачать 1.05 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………. Назначение и описание компрессорной станции…………………. Система подготовки транспортируемого газа на КС……………... Газоперекачивающий агрегат ГПА-10……………………. Назначение и технические данные газоперекачивающего агрегата.. Устройство и работа агрегата…………………. Техническое обслуживание и ремонт ГПА………………… Система охлаждения транспортируемого газа на КС…………….. Система пожаротушения и водоснабжения………………………… Заключение………………………….. Список использованной литературы……………….. ВВЕДЕНИЕ Все основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо сооружать компрессорные станции (КС), устанавливаемые по трассе газопровода через каждые 100-150 км. Компрессорная станция «Соковка» Северного ЛПУ ООО «Газпром трансгаз Самара» состоит из трех компрессорных цехов КЦ-КС-7, КЦ-КС-20 и КЦ-КС-20а газопроводов Челябинск-Петровск (1420х25), Уренгой-Петровск (1420х22), Уренгой-Новопсков (1420х22) соответственно. Местом прохождения производственной практики я выбрала цех КЦ-КС-20 газопровода Уренгой-Петровск. Цель прохождения практики – закрепление знаний, полученных в процессе обучения в институте, их углубление, путем всестороннего изучения работы компрессорной станции, а также овладение производственными навыками. Задачи производственной практики: ознакомление с технологическими процессами подготовки, компримирования и охлаждения газа; изучение систем маслоснабжения, водоснабжения и пожаротушения; знакомство с организацией ремонта, монтажа и обслуживания оборудования. 1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОПИСАНИЕ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ Компрессорная станция – неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа. На рис. 1.1-1.3 представлены технологические схемы агрегатов КЦ-КС-7, КЦ-КС-20 и КЦ-КС-20а КС «Соковка» Северного ЛПУ ООО «Газпром трансгаз Самара». Схему движения газа рассмотрим на примере КС-20 газопровода Уренгой - Петровск. Газ высокого давления из магистральных газопроводов через входные шаровые краны узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей (6 пылеуловителей производительностью 20 млн. м3/сут каждый), где очищается от механических и жидких примесей. Далее газ проходит вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтры-сепараторы. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов, где сжимается до проектного избыточного давления. Компримированный газ по трубопроводам направляется к батарее из 11 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный до 18 °С газ по выходным шлейфам направляется к узлу подключения, попадая через краны в магистральный газопровод. К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей и влаги; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа. Объектами вспомогательного назначения являются: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа для собственных нужд; трансформаторная подстанция; котельная; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации; очистные сооружения. 2 СИСТЕМА ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА КС Система подготовки газа служит для очистки его от механических примесей и жидкости перед подачей потребителю в соответствии с ГОСТ 5542-87. На КС для очистки газа применяют циклонные пылеуловители (Рис. 2.1), работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонный пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами. Он состоит из 2х секций: нижней отбойной и верхней осадительной, где происходит окончательная очистка газа от примесей.  Рис. 2.1. Циклонный пылеуловитель Аппарат работает следующим образом: Газ через входной кран 2 поступает к распределителю и к циклонам, которые неподвижно закреплены в решетке. В цилиндрической части циклонных труб газ совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию, а затем через кран 3 выходит из аппарата. 3 ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ ГПА-10 3.1 Назначение и технические данные газоперекачивающего агрегата Газоперекачивающий агрегат ГПА-10 предназначен для сжатия природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов до заданной величины. Таблица 3.1.1 – Технические данные ГПА-10
3.2 Устройство и работа агрегата Газоперекачивающий агрегат ГПА-10 состоит из газотурбинного двигателя 6 (рис. 3.2.1), нагнетателя 3, блока секции радиатора 1, коробки приводов выносной 7 и газоотвода 2. Двигатель, блок секции радиатора, блок агрегатов и газоотвод крепятся на общей раме 5. Нагнетатель крепится на отдельном фундаменте. Камера сгорания, турбины и газоотвод двигателя закрыты кожухом 4.  Рис. 3.2.1 Газоперекачивающий агрегат ГПА-10 Газотурбинный двигатель выполнен по схеме простого открытого цикла без регенерации тепла выхлопных продуктов сгорания и состоит из осевых компрессоров низкого и высокого давления, трубчато-кольцевой камеры сгорания, турбин высокого и низкого давления и силовой турбины. Компрессор низкого давления и приводящая его во вращение турбина низкого давления образуют каскад низкого давления, компрессор высокого давления и проводящая его во вращение турбина высокого давления образуют каскад высокого давления. Каскады кинематически не связаны между собой и вращаются с различной частотой. Семиступенчатый КНД включает в себя входное устройство, передний корпус, корпус и ротор. Передний корпус КНД предназначен для размещения передней опоры ротора, входного направляющего аппарата, установки цапф крепления двигателя на пластинчатых опорах, десяти форсунок для промывки проточной части. Ротор КНД барабанно-дисковой конструкции состоит из семи дисков с лопатками, двух цапф – передней и задней, лабиринтных втулок и трубы, предназначенной для изоляции внутренней полости ротора от возможности попадания масла. Соединение ротора КНД с ротором ТНД осуществляется при помощи внутреннего вала. Компрессор высокого давления девятиступенчатый и включает в себя переходник для подвода воздуха от КНД, корпус с направляющим аппаратом, ротор и задний корпус. Ротор барабанно-дисковой конструкции состоит из девяти дисков с лопатками, передней и задней цапф и трубы. Задний корпус имеет кольцевой диффузор перед камерой сгорания и служит для размещения задней опоры ротора. Камера сгорания прямоточная, трубчато-кольцевого типа, состоит из следующих узлов: кожуха с горизонтальным разъемом, десяти жаровых труб с пламя-перебрасывающими трубками, диффузора и кожуха вала турбины. Топливный газ подводится через коллектор и десять рабочих форсунок. Все турбины – осевые, реактивного типа, двухступенчатые. Сопловой аппарат первой ступени ТВД выполнен охлаждаемым. Рабочий процесс осуществляется следующим образом: атмосферный воздух после прохождения системы фильтров и сжатия в компрессорах поступает в камеру сгорания, куда одновременно извне подводится топливный газ. В результате сжигания топлива температура образовавшихся продуктов сгорания перед газовой турбиной высокого давления доводится до величины, обусловленной жаростойкостью дисков и лопаток турбины. После расширения в газовой турбине продукты сгорания через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. 3.3 Техническое обслуживание и ремонт ГПА Под понятием техническое обслуживание агрегата следует понимать всю совокупность мероприятий, которые служат для поддержания, восстановления рабочих характеристик газоперекачивающего агрегата и включающего техническое обслуживание ГПА, контроль за его работоспособностью и диагностикой отказов, а также проведение ремонтно-восстановительных работ. На компрессорной станции действует регламент технического обслуживания, предусматривающий проведение комплекса работ по поддержанию газотурбинного газоперекачивающего агрегата в работоспособном состоянии в течение установленного заводом-изготовителем моторесурса. Регламент предусматривает следующие виды работ: техническое обслуживание работающего (ТО 1-3) или находящегося в резерве (ТО 1-5) агрегата, включающего технические осмотры, проверки состояния, контроль и измерение рабочих параметров и другие виды работ в зависимости от времени наработки или нахождения ГПА в резерве; ревизию камеры сгорания и нагнетателя (ТО-4); средний и капитальный ремонты. Средний ремонт – комплекс профилактических мероприятий на отдельных узлах ГПА, выполняемых для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной мощности агрегата не более чем на 15% и обеспечение его надежной эксплуатации до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте обязательна дефектоскопия отработавших эксплуатационных узлов и деталей ГПА с заменой или ремонтом изношенных или поврежденных. Средний ремонт проводят между капитальными ремонтами для устранения утечек масла и газа, причин повышенной вибрации и других, явно выраженных неисправностей. Кроме того, необходимость в среднем ремонте возникает для предупреждения скрытых отказов, вызванных износом и усталостью, возникновение которых может привести к разрушению многих деталей и узлов, т.е. к длительным аварийным ремонтам. Объем работ при среднем ремонте окончательно определяется только после вскрытия и проведения дефектоскопии. Капитальный ремонт – комплекс ремонтных работ, включающий в себя полную разборку и дефектоскопию основного и вспомогательного оборудования ГПА, замену отработавших заводской ресурс или ремонт отработавших по техническим условиям составных частей, в том числе и базовых, регулировку и испытание систем, выполнение работ по восстановлению эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной мощности более 25%. При промежуточных значениях потерь мощности вид ремонта определяют по фактическим трудозатратам в соответствии с нормами времени. До вывода агрегата на планово-предупредительный осмотр (ППО) и на планово-предупредительный ремонт (ППР) должны быть проведены следующие мероприятия: составлен технологический план-график выполнения ППО и ППР; согласно предварительной дефектной ведомости заготовлены необходимые изделия, материалы, инструменты и приспособления; укомплектованы, приведены в исправность и проверены такелажное оборудование и подъемно-транспортные механизмы; подготовлены рабочие места; выполнены противопожарные мероприятия и мероприятия по технике безопасности; укомплектован и проинструктирован персонал. 4 СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ГАЗА НА КС Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа. Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой стороны – к снижению подачи технологического. Охлаждение газа на КС осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) (Рис. 4.1).  Рис. 4.1. Аппарат воздушного охлаждения: 1 – воздушный холодильник газа 2АВГ-75; 2 – свеча; 3,4 – коллекторы входа и выхода газа. На КС «Соковка» Северного ЛПУ применяются АВО газа фирмы «Hudson» Италия. Аппарат состоит из металлоконструкции, на которой установлены теплообменные секции прямоугольной конфигурации. Секции собраны из поперечноребренных труб. Число труб – 291. Число рядов – 6. Размер – д25.4х2 AW-U.G LG-10972/ Трубы крепятся вальцовкой в передней и задней штампосварных камерах. Теплообменные трубы имеют гидравлический уклон 1:300 в сторону выхода продукта. К камерам секций присоединены коллекторы входа и выхода газа, оснащенные входной, выходной запорной арматурой Ду400 Ру75 и свечной запорной арматуры Ду50 Ру80. Высота свечного трубопровода (оголовника) должна быть не менее 5 м от поверхности площадки. К металлоконструкции крепятся диффузоры с коллекторами вентиляторов, направляющие поток воздуха от вентиляторов, установленных на валу. Металлоконструкции и приводы вентиляторов установлены на отдельных фундаментах. Вентиляторы вращаются в полости коллекторов и прогоняют воздух через межтрубное пространство секций. Газ, проходящий внутри труб, охлаждается за счет передачи его тепла воздуху через оребренную поверхность труб. Температура газа на выходе из АВО регулируется количеством включенных аппаратов и вентиляторов. 5 СИСТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ И ВОДОСНАБЖЕНИЯ Ряд сооружений компрессорной станции относится по степени пожарной опасности к высшей категории А. Среди этих сооружений прежде всего компрессорный цех, который является основным источником пожароопасности на КС. Это связано с тем, что при аварии могут возникнуть взрывоопасные смеси горючих газов. Для предотвращения возгораний и тушения пожаров цеха оборудуют системами пожаротушения. В состав системы входят: Система водотушения: пожарные рукава 50 мм; пожарные колодцы; трубопровод Ду108х4; трубопровод Ду50х4; задвижка Ду100 Ру16; задвижка Ду50 Ру16; пожарные гидранты; краны Ду50; Система газотушения: трубопроводы цеха (коллектор) Ду38х4; установка газового тушения БАГЭ-8; трубопроводы на ГПА Ду38х4; распределительные устройства РУ-25А; Система пенотушения: трубопровод (общий коллектор) Ду159х4,5; трубопроводы в блоке ППТ Ду108х4; трубопроводы в укрытиях ГПА Ду108х4; задвижка Ду100 Ру16; задвижка Ду50 Ру16; задвижка с электроприводом КР-М-60, эл. двигатель 4ААМ56В4У3; кран шаровый Ду25 Ру16; генератор пены ГПВ-600; центробежные насосы -4К6 (эл. двигатель А2-81-2); емкость 50 куб.м. для воды; емкость 4 куб.м. для пенообразователя; Первичные средства пожаротушения: ОП-50-14 шт.; ОПП-35-3 шт.; ОП-10-18 шт.; ОП-5-5 шт.; ОУ-5-3 шт.; ОУ-8-2 шт. Установка автоматического пожаротушения включает в себя блок установки автоматического пожаротушения (блок УАП) и резервуары для противопожарного запаса воды. Установка автоматического пожаротушения предназначена для подачи огнетушащего вещества при возникновении пожара к газоперекачивающим агрегатам. Блок УАП оснащен технологическим оборудованием для пенного и газового (химического) пожаротушения. Пенное пожаротушение осуществляется подачей пены от блока установки автоматического пожаротушения в индивидуальные укрытия ГПА-10 на пенал блока двигателя. Забор воды производится насосом из резервуаров емкостью 50 м3, установленных снаружи здания. Для газового пожаротушения в блоке УАП установлена шестибаллонная батарея типа К-333. Пожаротушение осуществляется методом «объемного заполнения». Газовое тушение осуществляется подачей углекислого газа под кожух агрегата. Установка автоматического пожаротушения представляет собой сооружение полного заводского изготовления. После установки блока УАП и резервуаров на строительной площадке производится сварка монтажных узлов технологических трубопроводов. В состав системы водоснабжения входит: артезианские скважины – 4 шт.; водовод (от артезианских скважин до резервуаров); резервуары (250 м3) – 2 шт.; насосная АНПУ-25; внутриплощадочная система хозяйственного питьевого водоснабжения и система пожарного водоснабжения (пожарные гидранты – 26 шт.); колодцы противопожарных и питьевых водопроводов. План-схема внутриплощадочных водопроводных сетей и водопровода арт. скважин промплощадки Северного ЛПУ МГ представлена на Рис. 5.1. ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Газовое оборудование, приборы и арматура: Справочное пособие. /под ред. Н.И. Рябцева – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1985. – 527 с. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. – 463 с. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов./Ф.М. Мустафин, Н.И. Коновалов, Р.Ф. Гильметдинов и др. – 2-е изд., перераб. и доп. – Уфа: Монография, 2002. – 384 с. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов. /А.М. Шаммазов, В.Н. Александров, А.И. Гольянов и др. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 404 с. |