Модернизация ГПА-Ц-16 компрессорной станции Медногорск ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург. ПЗ ДР Скориков. Введение Технологическая часть
 Скачать 1.49 Mb.
|
|
Содержание Введение………………………………………………………………………….4 1 Технологическая часть……………………………………………………..6 1.1 Назначение технологических установок КС……………………………...6 1.2 Описание технологической схемы КС Медногорск……………………...7 1.2.1 Сепарация и очистка газа перед компримированием…………………..11 1.2.2 Охлаждение компримированного газа…………………………………..13 1.3 Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16………………………………..15 1.3.1 Двигатель НК-16СТ……………………………………………………….17 1.3.2 Нагнетатель НЦ-16-56-1,44………………………………………………….19 1.4 Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-8Б………………………………..24 1.4.1 Характеристика двигателя НК-14СТ…………………………………….25 1.5 Назначение и применение ГПА-Ц-16АЛ на базе ГТД АЛ–31СТ……...28 1.5.1 Двигатель АЛ-31СТ……………………………………………………….29 1.5.2 Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16АЛ…………………………….31 1.5.3 Основные технические характеристики ГПА-Ц-16АЛ…………………34 1.5.4 МСКУ 5000 – система управления АЛ-31СТ…………………………...35 1.6 Технико-экономическое обоснование замены ГПА……………………..38 2 Реконструкция ГПА КС Медногорск……………………………………..41 2.1 Расчет теплофизических характеристик газовой смеси…………………41 2.2 Расчет располагаемой мощности ГПА…………………………………...44 3 Безопасность и экологичность проекта…………………………………..49 3.1 Характеристика технологического процесса по пожароопасности и вредности производства……………………………49 3.2 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса……………………………………...52 3.2.1 Индивидуальные средства защиты работающих………………………..55 3.2.2 Система вентиляции………………………………………………………56 3.2.3 Безопасная эксплуатация КС……………………………………………..57 3.3 Расчет экологических показателей ГПА-Ц-16АЛ с АЛ-31 СТН………58 Заключение………………………………………………………………………64 Список использованных источников…………………………………………..65 Приложение А. Сравнение экологических характеристик ГПА……………..67 Приложение Б. Спецификации к плакатам 2,3,5……………………………...69 Приложение В. Графическая часть……………………………………………..72 Введение Природный газ по прогнозам до 2030 года будет играть главную роль в формировании топливно-энергетического баланса не только России и стран СНГ, но и государств Западной Европы и Восточной Азии. По энергоемкости газопроводов ПАО «Газпром» превосходит все газотранспортные компании мира вместе взятые. Затраты ежегодно расходуемого при транспортировке газа составляют около 10 % от объема его добычи. В связи с этим, энергосбережение при транспортировке газа рассматривается в качестве одной из приоритетных задач отрасли. Магистральный газопровод – это сложная система сооружений, включающая в себя газопровод, отводы, компрессорные станции, газораспределительные станции, подземные газовые хранилища, и предназначенная для подачи газа на дальние расстояния. Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. Для поддержания давления в газопроводе необходимы компрессорные станции, которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100…150 км. Медногорское линейно-производственное управление магистральных газопроводов – один из газотранспортных филиалов ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург». Основная задача ЛПУМГ – транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам и газопроводам-отводам в целях бесперебойной поставки газа потребителям в соответствии с утвержденным планом. Общая протяженность газопроводов в однониточном исполнении в зоне ответственности Медногорского ЛПУМГ – более 601,3 км. Прокладка газопроводов – подземная. Количество компрессорных станций – 2 (КС Медногорск; КС Саракташ). ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» является газотранспортным предприятием единой системы магистральных газопроводов Российской Федерации и эксплуатирует магистральные газопроводы в четырех областях Урала: Свердловской, Челябинской, Оренбургской и Курганской. Предприятие образовано в 1964 году. В настоящее время в его ведении находятся 8553,3 км газопроводов, 13 ГКС (18 газокомпрессорных цехов). Причиной высоких энергозатрат при снижении объемов добычи газа может являться также несоответствие установленного оборудования условиям эксплуатации, в результате назревает необходимость в его модернизации или замене. Для повышения эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов, снижения энергозатрат при транспорте газа производиться внедрение газоперекачивающих агрегатов, приводом нагнетателей которых является газотурбинные установки нового поколения с КПД 34-36 % разработанные на базе авиационных двигателей. При этом обеспечивается высокая единичная мощность газоперекачивающих агрегатов, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на транспортируемом газе. В данной дипломной работе рассматривается вариант реконструкции КС по замене ГПА-Ц-16 на ГПА-Ц-16АЛ, т.е. замене НК-16СТ на АЛ-31СТ. 1 Технологическая часть 1.1 Назначение технологических установок КС Компрессорная станция – составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха. На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА [1]. В состав КС входят следующие основные устройства и сооружения: - узел подключения КС к магистральному газопроводу с запорной арматурой; - установка очистки технологического газа; - газоперекачивающие агрегаты, составляющие компрессорный цех; - установка охлаждения газа после компримирования; - системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд; -система электроснабжения; - система автоматического управления; - система связи; - система хранения, подготовки и раздачи ГСМ; -ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные помещения. Основной объект КС – компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем. Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА и другого оборудования КС [1]. Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. Системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Компрессорный цех включает в себя следующее оборудование и системы: - газоперекачивающий агрегат; - систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла; - систему маслоснабжения; - систему технологического газа; - систему топливного и пускового газа; - систему импульсного газа; - систему пожаробезопасности; - систему вентиляции и отопления; - комплекс средств контроля и автоматики; - систему электроснабжения и другое оборудование [1]. 1.2 Описание технологической схемы КС Медногорск Основными элементами технологической схемы КС Медногорск являются (слайд 1): - группа ГПА; - блок очистки газа от механических примесей и влаги; - блок охлаждения газа – аппараты воздушного охлаждения; - узел шестых кранов; - узел подключения КС к газопроводу; - система сбора конденсата; - система подготовки пускового, топливного и импульсного газа. Система технологического газа цеха предназначена для: - приемки технологического газа из магистрального газопровода и подачи его к центробежным нагнетателям; - очистка технологического газа от механических примесей и влаги; - охлаждение технологического газа после компримирования; - подачи технологического газа после его компримирования и охлаждения в магистральный газопровод; - регулирования загрузки ГПА компрессорного цеха путем перестроения схем работы ГПА и изменение частоты вращения ГПА; - вывод ГПА на станционное «кольцо» и их загрузку при пуске и разгрузку при остановке; - сброс газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха. Рассмотрим основные элементы технологической схемы. Группа ГПА состоит из газотурбинных установок: одного ГПА-Ц-16 с нагнетателем НЦ-16-56-1,44 и четырёх ГПА-Ц-8Б с нагнетателем НК-196-1,45. Расчетная степень сжатия обеспечивается одним работающим нагнетателем. Блок очистки технологического газа (площадка пылеуловителей) предназначен для очистки транспортируемого газа от механических примесей (песка, окалины, продуктов коррозии) и капельной влаги перед поступлением его в нагнетатели. В компрессорном цехе предусмотрено восемь пылеуловителей циклонного типа, после которых газ идет на компримирование. Блок охлаждения АВО газа предназначен для охлаждения технологического газа, нагреваемого в процессе компримирования в нагнетателях. Блок обеспечивает поддержание температуры газа на выходе из компрессорного цеха в заданных параметрах. Узел шестых кранов необходим при эксплуатации КС, так как может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между входным и выходным трубопроводами устанавливается перемычка Ду500 с краном №6Р. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 6Р называется работой на станционное кольцо. Параллельно крану №6Р врезан кран № 6Ра Ду150, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Узел подключения КС к магистральному газопроводу обеспечивает поступление газа в компрессорный цех по входному газопроводу (всасывающему шлейфу) и подачу его в газопровод после компримирования по выходному шлейфу. Узел подключения включает краны №7, №8, №20, свечные краны №17, №18, узел режимных кранов. Входной кран №7 предназначен для подачи технологического газа в цех, и его постоянное положение – открыто. Входной кран имеет обводной кран №7а, который предназначен для заполнения всей системы технологического газа компрессорного цеха. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях цеха (с помощью крана №7а) проводится открытие крана №7. Выходной кран №8 предназначен для подачи газа после его компримирования и охлаждения в магистральный газопровод. Выходной кран также имеет обводной кран №8а. Перед краном №8 устанавливают обратный клапан. Его предназначение – предотвратить обратный поток газа со стороны газопровода высокого давления. Секущий кран №20 (его диаметр всегда соответствует диаметру магистрального газопровода) обеспечивает нормальную работу цеха при компримировании газа. При работе компрессорного цеха кран №20 всегда закрыт и с одной стороны у него давление всасывания (со стороны крана №7), а с другой стороны давление нагнетания (со стороны крана №8). При открытом положении крана газ проходит транзитом, минуя компрессорный цех. Свечные краны №17 и №18 предназначены для сброса газа в атмосферу из всех технологических коммуникаций компрессорного цеха при любых аварийных остановках цеха (при этом краны №7 и №8 закрываются). Их также используют для продувки технологических коммуникаций при заполнении их газом. Краны №19 и №21 носят название охранных и являются обязательными для любой КС. Их назначение – отключение всей КС в аварийных ситуациях на ней (в частности, при авариях в районе узла подключения) [1]. Технологическая схема функционирует следующим образом. Газ из магистрального газопровода через кран №7 по всасывающему шлейфу поступает во входной распределительный коллектор площадки пылеуловителей. Из распределительного коллектора газ направляется в пылеуловители, где происходит его очистка от механических примесей и влаги. Очищенный технологический газ из выходного коллектора блока пылеуловителей по трубопроводу через кран №1 поступает в ЦБН. В центробежном нагнетателе технологический газ сжимается до выходного давления КС. Затем он через кран №2 и участок трубопровода поступает в распределительный коллектор блока АВО газа. Из этого коллектора газ направляется в трубные пучки секций аппаратов воздушного охлаждения. В них газ охлаждается до расчетной (допустимой по режиму) температуры и через выходной сборный коллектор, выходной шлейф и кран №8 поступает в магистральный газопровод [1]. 1.2.1 Сепарация и очистка газа перед компримированием Природный газ, перекачиваемый по магистральному газопроводу, содержит в себе механические примеси – посторонние вещества в твёрдом, жидком и газообразном состояниях. При эксплуатации магистральных газопроводов механические примеси образуются за счёт продуктов коррозии стенок трубопровода; твёрдых частиц, попадающих в газопровод вместе с газом из пласта месторождения, а так же строительного мусора, попадающего в трубу при врезках, замене арматуры; жидких включений конденсата и воды. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют эрозии, износу трубопроводов и лопаточного аппарата центробежных нагнетателей, а так же засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность аварийных ситуаций на компрессорной станции. В соответствии с требованиями ГОСТа максимальное содержание твёрдой фазы в газе не должно превышать 100 мг/нм3, а жидкой 200 мг/нм3 (допустимый фракционный состав пыли приведён в технической характеристике пылеуловителя). Для очистки природного газа от механических примесей применяются вертикальные циклонные пылеуловители, работающие по принципу "сухого" отделения пыли, (т.е. используются инерционные силы взвешенных частиц). В них газ одновременно очищается от механических примесей, грязи и конденсата. Эффективность очистки газа в циклонных пылеуловителях составляет от 85 до 98 %. Пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы диметром 1600 мм и высотой 4290 мм. Для эффективного отделения из потока газа механических примесей или жидкости аппарат содержит две технологические секции: - секцию грубой очистки газа и его распределения со сборником для уловленных примесей в нижней части корпуса аппарата; - секцию тонкой очистки газа (батарея мультициклонных элементов) с конусным бункером для сбора уловленных примесей. В секции грубой очистки газа находится штуцер входа газа и верхняя часть конусного бункера, наружная поверхность которого служит отбойником и распределителем потока газа по сечению аппарата. Секция тонкой очистки газа представляет собой батарею циклонных элементов (187 штук), закрепленной между нижней и верхней решетками. Циклонный элемент состоит из корпуса-трубы, завихрителя улиточного типа и быстросъемной выходной трубки, крепящейся к верхней решетки с помощью треугольных планок, освобождающих трубку при повороте их на 60°, что позволяет производить осмотр и при необходимости чистку щелей завихрителя циклонного элемента в случае его закупоривания. В нижней части аппарата, являющейся сборником примесей, выделившихся в зоне предварительной очистки, находится подогреватель змеевикового типа, необходимый для подогрева в зимнее время, дренажный штуцер – грязевик и штуцер выхода жидкости. Конусный бункер, служащий сборником примесей, уловленных циклонными элементами, имеет свой дренажный штуцер Ду100. В конусном бункере имеется лючок для осмотра его внутренней поверхности и периодической очистки. Для обеспечения контроля за нормальной работой пылеуловитель снабжен муфтами для манометра и дифманометра, штуцерами для сигнализатора уровня. Для осмотра внутренней части аппарата и периодической его очистки имеются два люк-лаза. Четыре штуцера Ду50, расположенные по периметру в средней части аппарата, предназначены для промывки циклонных элементов и нижней решетки в случае загрязнения циклонной батареи. Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через штуцер входа поступает в секцию грубой очистки, где за счет сил инерции и гравитации происходит предварительная его очистка от крупных мехпримесей и жидкости. Далее газ проходит через кольцевое пространство между корпусом аппарата и конусным бункером в батарею циклонных элементов, где в результате воздействия центробежных сил происходит окончательная очистка газа от примесей и через штуцер выхода газ выходит наружу. Выделившиеся в секции грубой очистки жидкость и твердые мехпримеси собираются в нижней части корпуса, откуда жидкость удаляется автоматически с помощью автоматики, а твердые мехпримеси – периодически по мере накопления вручную продувкой [1]. Выделившиеся в батарее циклонных элементов примеси собираются в коническом бункере, откуда удаляются периодически с помощью автоматики. Пропускная способность – 5000000 м3/сут. Максимальная пропускная способность – 8500000 м3/сут. Объем пылеуловителей – 8,6 м3. |