ДИПЛОМ. Введение Технологический раздел
 Скачать 141.41 Kb.
|
|
Содержание Введение…………………………………………………………………………….…2 1 Технологический раздел……………………………………………………………4 Общая характеристика предприятия…………………………………………4 Краткая характеристика компрессорного цеха……………………………...5 Характеристика, техническое устройство и описание ГПА-16Р «Уфа» и ГПА-16Р АЛ «Урал»………………………………………………………….7 Центробежный компрессор типа Н-235-21-1………………………………10 Очистка газа…………………………………………………………………..12 Охлаждение газа………………………………………………………………15 Назначение и описание аппарата воздушного охлаждения………….15 Эксплуатация аппарата воздушного охлаждения газа……………….17 Система импульсного газа…………………………………………………...19 Система топливного и пускового газа………………………………...19 Описание схемы пускового газа……………………………………….21 Система маслоснабжения компрессорного цеха……………………………22 Система маслоснабжения газоперекачивающего агрегата…………………24 Назначение система маслоснабжения насосных агрегатов ………….24 Принцип работы системы маслоснабжения…………………………..25 Заключение…………………………………………………………………………27 Список использованных источников……………………………………………..28 Введение В Российской Федерации для обеспечения газа потребителей подача газа ведется по трубопроводам больших диаметров, которые включают в себя комплекс сложного оборудования. Магистральным трубопроводом является инженерное сооружение, предназначенное для транспортирования природного газа из района добычи или производства к пунктам потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями, которые сооружаются по трассе через определенные расстояния (около 100-120 км.). Длина магистрального газопровода может достигать нескольких тысяч километров. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубопроводы рассчитаны на давление до 7,5 МПа. Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие группы: -головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод; -компрессорные станции; -ГРС; -подземные хранилища газа; -объекты ремонтно-эксплуатационной службы; -устройства линейной и станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации; -система электрохимзащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии; -вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода. При значительной протяженности газопровода возникает необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных (линейных) КС. Расстояние между КС зависит от максимального давления, производительности газопровода, характеристики перекачивающих агрегатов и местных условий трассы, наличия источников энерговодоснабжения. Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном режиме. Помимо компримирования газа, на промежуточных КС выполняют такие технологические операции, как охлаждение и осушка газа, также его очистка от жидких и твердых примесей. К обслуживанию оборудования КС допускается персонал, прошедший специальное обучение в технических училищах, вузах или учебно-курсовых комбинатах и твердо усвоивший приемы и методы его безопасного обслуживания. Целью дипломной работы является изучение оборудования компрессорного цеха и систем, которые обеспечивают нормальную его эксплуатацию, а также изучение технологии перекачки газа, изучение средств автоматизации. 1 Технологический раздел Общая характеристика предприятия Дюртюлинское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ) является филиалом общества с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа». Предметом деятельности Дюртюлинского ЛПУ МГ является транспортировка газа. Основными задачами ЛПУМГ являются: - обеспечение транспортировки газа на закрепленном участке; - обеспечение бесперебойного газоснабжения потребителей газа; - обеспечение безопасных условий труда на основе действующих в отрасли, правил по охране труда и промышленной безопасности; - обеспечение безаварийной и эффективной работы оборудования. Основные объекты: - компрессорная станция КС Москово в состав которой входит 3 компрессорных цеха; - 761,08 км магистральных газопроводов, в том числе 524,96 км газопроводов-отводов; - 25 газораспределительных станций; - 1 автогазонаполнительная компрессорная станция. Объекты вспомогательного назначения КС включают в себя: - система маслоснабжения КС, включающая в себя: 1) склад масел с насосной масел и установкой очистки турбинного масла; 2) склад ГСМ; 3) маслоблок с установками очистки масла ГТД и ЦБН. - компрессорная сжатого воздуха. - система кондиционирования и вентиляции. - системы электроснабжения переменного и постоянного тока. - система водоснабжения. - система теплоснабжения. - система автоматического газового пожаротушения. - система канализации. - система пожарообнаружения и контроля загазованности. Краткая характеристика компрессорного цеха Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен заполняться эксплуатационный формуляр. Эксплуатационный формуляр – это документ, который включает: исполнительную схему системы; акт о приемке системы в эксплуатацию; паспорта и другую документацию на оборудование, являющееся неотъемлемой частью системы; журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям; журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем. Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические, пневматические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с действующими требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии. По каждой системе составлена схема, отражающая внесенные в систему изменения и переделки, и эта схема совместно с инструкцией по эксплуатации вывешена на видном месте вблизи оборудования, входящего в систему. Компрессорный цех КС – 18А обслуживает магистральный газопровод «Челябинск – Петровск». Технические показатели газопровода: -диаметр газопровода на данном участке 1400 мм; -рабочее давление 7,5 МПа; -проектная пропускная способность 91 млн. м3/сут. В КЦ осуществляются следующие технологические процессы: -очистка газа от механических примесей; -сжатие газа; -охлаждение газа; -измерение и контроль технологических параметров; -управление режимом газопровода; -изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата. Компрессорный цех включает следующее основное оборудование и системы: -газоперекачивающие агрегаты; -систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла; -систему маслоснабжения; -систему технологического газа; -систему топливного и пускового газа; -систему импульсного газа; -систему пожаробезопасности; -систему вентиляции, кондиционирования и отопления; -комплекс средств контроля и автоматики; -систему электроснабжения; -систему сжатого воздуха для технических целей: -систему промышленной канализации; грузоподъемные механизмы. В работе постоянно находится 5-7 турбоагрегатов. Эксплуатацией турбогенераторов занимается сменный персонал из 4-х смен, каждая смена состоит из инженера смены и 3-х машинистов технологических компрессоров. 1.3 Характеристика, техническое устройство в описании ГПА-16Р «Уфа» и ГПА-16Р АЛ «Урал» Агрегат газоперекачивающий ГПА-16Р «Уфа» предназначен для компримирования природного газа, отбираемого из магистрального трубопровода, с последующей подачей его обратно (в магистральный трубопровод) для дальнейшего транспортирования.  Рисунок 1 - Технологическая схема газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа» Поток воздуха внутреннего контура поступает в компрессор высокого давления (КВД), где происходит его дальнейшее сжатие. Из компрессора высокого давления (КВД) сжатый воздух поступает в кольцевую камеру сгорания. Поток сжатого воздуха смешивается в жаровой трубе с топливным газом, подаваемым форсунками. Образовавшаяся смесь сгорает при постоянном давлении, в результате чего образуются продукты сгорания с высокой температурой. Воспламенение смеси топливного газа с воздухом в жаровой трубе при запуске производится запальными устройствами. Кинетическая энергия продуктов сгорания при расширении на рабочих лопатках турбин преобразуется в механическую работу вращения роторов высокого и низкого давления (ТВД и ТНД). Турбина высокого давления (ТВД) приводит во вращение ротор КВД, а турбина низкого давления (ТНД) - ротор компрессора низкого давления (КНД). Смесь продуктов сгорания, имеющая кинетическую энергию, после ТНД поступает в силовую турбину (СТ), которая через выходной вал с полумуфтой приводит во вращение ротор нагнетателя ГПА. Воздушный поток из наружного контура охлаждает элементы камеры сгорания и турбин ГГ и СТ. Исполнительные механизмы управляются автоматизированной системой согласно алгоритмов управления. Основные технические данные ГПА-16Р: -номинальная мощность на выходном валу силовой турбины ГТД в станционных условиях (при эффективном коэффициенте полезного действия ηст=36%), МВт 16 не менее; -вид топлива природный газ по ГОСТ 29328-92; -номинальная частота вращения вала СТ двигателя и ротора нагнетателя, мин-1 (%) 5300 (100); -эксплуатационный диапазон по температуре окружающего воздуха, 0С от минус 55 до плюс 45; -максимальная температура газов на срезе газоотвода ГТД (на выходе из СТ), 0С 490, не более; Допускаемая температура газов на срезе газоотвода ГТД (при Т1>15 0С), 0С 530, не более; -давление пускового газа на входе в стартер, изб. (при противодавлении не более 0,049 МПа), МПа от 0,44 до 0,54; -давление топливного газа на входе в ГТД, МПа 2,74+0,2; -расход топливного газа на номинальном режиме (при низшей теплоте сгорания 8000 ккал/м3 и плотности 0,68 кг/м3), кг/с 0,902, не более; -максимальная температура масла на выходе из опор ГТД,°С 170, не более; -температура масла на входе в ГТД, °С от плюс 15 до плюс 55; -тонкость фильтрации масла на входе в ГТД и при заправке в маслобак, мкм от 12 до 16; -температура пускового и топливного газа, 0 °С от плюс 20 до плюс 60; -концентрация вредных веществ в продуктах сгорания на выходе из СТ ГТД (значения концентрации вредных веществ определяют в осушенной пробе при t- 0 °С и Р-0,1013 МПа) -оксидов азота, не более (при условной объемной концентрации кислорода 15%), мг/м3…150, не более; -оксидов углерода, мг/м3…300, не более; Габариты ГПА: - длина…38000мм; - ширина (без учета площадок обслуживания) 4460мм; - высота (без учёта высоты выхлопной трубы) 5620мм. Масса наиболее тяжелой транспортной единицы ГПА, не более 20000кг. Блочно-контейнерные ГПА-16 «Урал» единичной номинальной мощностью 16 МВт разработаны пермским предприятием ОАО НПО «Искра». Базовый блок ГПА -- турбо-блок размещается в контейнере, разделенном противопожарной перегородкой на отсек газотурбинной установки (ГТУ) и отсек нагнетателя. К контейнеру со стороны отсека ГТУ примыкает камера всасывания со смонтированными на ней шумоглушителями и воздухоочистительным устройством. По обе стороны от камеры всасывания расположены блок обеспечения (маслоагрегаты ГТУ, система пожаротушения) и блок управления. На крыше блока обеспечения находятся аппараты воздушного охлаждения масла ГТУ, а на блоке управления смонтированы вентиляторы охлаждения собственно ГТУ и трансмиссии. Агрегатные фильтры пускового и топливного газа расположены рядом с турбо-блоком и блоком обеспечения. Выхлопная шахта ГТУ бокового исполнения, оснащенная утилизатором тепла, скомпонована рядом с контейнером турбо-блока на собственном основании. Основные технические характеристики ГПА-16 "Урал".
1.4 Центробежный компрессор Н-235-21-1 Нагнетателями природного газа принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющих специальных устройств для охлаждения газа в процессе его компримирования. Все нагнетатели природного газа условно делятся на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) и полнонапорные . Нагнетатель Н-235-21-1 предназначен для сжатия и транспортировки природного газа по магистральному газопроводу. Работа возможна по схеме одного нагнетателя или параллельно нескольких одинаковых нагнетателей. Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе на уровне 1,25-1,27 используются при, так называемой, последовательной схеме компримирования газа на компрессорной станции, когда сжатие газа на станции осуществляется последовательно в двух агрегатах; вторые – полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при параллельной работе установленных на станции агрегатах . ЦБН является турбомашиной центробежного типа, движение газа и повышение Р. в проточной части Н происходит за счёт задания поля центробежных сил в рабочем колесе обеспечивающею движения газа от центра колеса к его периферии и за счет, преобразования кинетической энергии газа в потенциальную (давления). Процесс сжатия происходит следующим образом: газ из всасывающего трубопровода поступает во всасывающую камеру нагнетателя, затем в 1 рабочее колесо, лопаточный диффузор, обратный направляющий аппарат, (улитку) 2 рабочее колесо, сборную кольцевую камеру и далее по нагнетательному трубопроводу в трассу. Характеристики: -длина 2900 мм; -ширина 2900 мм; -высота 2840 мм; -масса блока 20, 350 кг; -масса пакета 5, 945 кг; -масса крышки 1, 955 кг; -масса ротора 1, 029 кг. Нагнетатель предназначен для сжатия газа следующего состава: -этан С2Н6 0, 12%; -метан СН4 98, 63%; -азот N2 0, 12%; -пропан С3Н8 0, 22%; -бутан С4 Н10 0, 1%; -удельный газ СО 2 1, 01%; -расчётное значение удельного веса газа при 200С 760 мм. Рт. Ст. составляет 0, 68 кг/ м3; -значение газовой постоянной для сухого газа 508, 2 Дж/кг К; -запылённость газа на входе в нагнетатель 5 мгр/м3; -нагнетатель предназначен для работы на газе при температуре на всасывании до -200С. Характеристики ЦБН: -давление газа конечное, абсолютное, при выходе из нагнетательного патрубка 76 кг. /см2; -мощность потребления на муфте от турбины 9000 к Вт; -температура газа при выходе из нагнетателя 460С; -давление газа нагнетателя абсолютное при выходе во всасывающего патрубка нагнетателя 52, 8 кг/см2; -температура газа во входе в нагнетатель 150С; -частота вращения ротора нагнетателя 4800 об/мин. На компрессорных станциях допускаются только параллельные или одиночные работы нагнетателя. 1.5 Очистка газа Очистка газа — отделение от газа или перевод в безвредное состояние загрязняющего вещества, поступающего от промышленного источника. Нефтезаводские газы, полученные при переработке сернистых нефтей, всегда содержат сероводород и некоторые другие сернистые соединения. Особенно много сероводорода в газах установок, перерабатывающих тяжелое сырье: мазут, вакуумные дистилляты, гудрон. Сероводород ухудшает работу катализаторов тех каталитических процессов, которые используют в качестве сырья сжиженные газы, его присутствие совершенно недопустимо в бытовом сжиженном газе. Наличие активных сернистых соединений вредно влияет на оборудование газоперерабатывающих установок, вызывает активную коррозию аппаратов и трубопроводов. При очистке газа от сероводорода чаще всего используется процесс абсорбции. Абсорбентами для избирательного извлечения сероводорода из газов служат растворы трикалийфосфата, фенолята натрия, этаноламинов. Сырой газ, поступающий на транспортировку, содержит механические примеси - песок, пыль, а после транспортировки и продукты коррозии газопроводов. Если их предварительно не удалить, они, попадая в компрессоры, вызывают усиленный износ поршней, цилиндров, поршневых колец, клапанов и других деталей, а на отбензинивающих установках забивают прорези колпачков на тарелках, загрязняют теплообменники, холодильники и другую аппаратуру. Кроме механических примесей вместе с газом поступает капельная влага, капельки компрессорного масла, а если это попутный газ - то капельки нефти. Их также надо удалить перед процессом отбензинивания, чтобы предотвратить загрязнение абсорбентов, адсорбентов, а также выпускаемой жидкой продукции. Для очистки газа от механических примесей, а также капельной влаги, нефти и бензинового конденсата устанавливают сепараторы различных конструкций. За счет уменьшения скорости движения газа, изменения направления потока или возникновения центробежной силы (тангенциальный ввод) газ освобождается от механических примесей, капель воды, масла и конденсата. Техническими условиями на углеводородное сырье для нефтехимического производства содержание сернистых соединений, в том числе сероводорода, также строго ограничивается, оно должно быть в пределах от 0,002 до 0,005 мас. %. Способы выделения кислых компонентов подразделяют на две группы: - сухие - с применением очистной массы в твердом виде; - мокрые - с применением жидких растворов. При сухих способах используют твердые поглотители (адсорбенты) - оксид цинка, шлам алюминиевого производства, губчатое железо (оксид железа), активированный уголь; в настоящее время все чаще используют для очистки цеолиты, с помощью которых одновременно осушают и очищают газы от сероводорода, углекислоты и воды. Твердые поглотители, кроме цеолитов, применяют для очистки относительно небольших количеств газа и при низком давлении. Все твердые поглотители используют для очистки газов с низким содержанием сероводорода. Мокрые способы применяют для очистки больших количеств газа со значительным содержанием в нем сероводорода (сернистых соединений) и углекислоты и при высоком давлении Процессы, основанные на физическом растворении кислых компонентов, используют главным образом для очистки газов, содержащих большие количества сероводорода и углекислого газа и находящихся под высоким давлением. Такие процессы характеризуются малыми кратностями циркуляции и поэтому относительно низкими капитальными удельными вложениями и энергетическими затратами; экономичность процессов повышается с увеличением содержания кислых компонентов в очищаемом газе, так как поглотительная способность растворителей прямо пропорциональна парциальному давлению кислых компонентов. Основная часть поглощенных кислых газов при десорбции выделяется из газа без затрат теплоты за счет снижения давления над растворами. Абсорбенты физической абсорбции удаляют из газа СОS, СS2, меркаптаны, не подвергаясь разложению. Относительно небольшое содержание воды в растворе сорбента и невысокая температура процесса обеспечивают незначительную коррозию и позволяют использовать оборудование, выполненной из углеродистой стали. Недостатки процессов этого вида - высокая стоимость абсорбента, трудность достижения глубокой очистки газов и, кроме того, склонность абсорбентов к извлечению тяжелых углеводородов, особенно ароматики, что осложняет получение элементарной серы. При снижении давления очищаемого газа эффективность очистки резко уменьшается. Все природные и нефтяные газы, добываемые из недр Земли, насыщены водяными парами, так как содержащие газ или нефть горные породы снизу подстилает пластовая вода. Содержание водяных паров в газе зависит от температуры и давления. При заданных значениях температуры и давления количество водяных паров в единице объема газа не может быть больше предельной (максимальной) величины. Если снизить температуру газа, содержащего максимальное количество водяных паров, то часть их конденсируется. Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или воздухе, называется точкой росы. Таким образом, точка росы соответствует максимальному содержанию водяных паров в газе при данном давлении. Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность (влагосодержание) газа - это масса водяных паров, находящихся в единице объема (г/м3) или единице массы (г/кг). Относительная влажность - это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного водяного пара, который мог бы находиться в данном объеме газа при тех же температуре и давлении. Относительную влажность измеряют в процентах или долях единицы. Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изотермически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлений выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовывать гидраты - белые кристаллические вещества, похожие, в зависимости от условий образования, на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880-900 кг/м3. Основной каркас (решетка) гидрата состоит из молекул воды, а межмолекулярные промежутки в форме клеток, каналов, слоев заняты молекулами углеводородных газов. Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но он может быть эффективен только в пределах промысла, так как газ при течении по газопроводам быстро охлаждается. Введение в газосборную систему ПАВ, образующих на кристаллах гидратов пленки, предотвращает прилипание (адгезию) их к стенкам труб. Кристаллогидраты с ПАВ на поверхности не коалесцируют и легко могут транспортироваться потоком газа, не отлагаясь на стенках труб. Однако самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации уже образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования - спиртов и гликолей. Наиболее распространенным ингибитором гидратообразования является метанол. Метанол, введенный в поток газа в распыленном состоянии, поглощает водяные пары и переводит их в спиртово-водный раствор, при этом понижается точка росы газа, что создает условия для разложения гидрата или предупреждает его образование. Спиртово-водный раствор имеет низкую температуру замерзания. Увлекаемый потоком газа жидкий раствор собирается в специальных отстойниках и оттуда выдувается в атмосферу, т. е. безвозвратно теряется. 1.6 Охлаждение газа 1.6.1 Назначение и описание аппаратов воздушного охлаждения Аппарат воздушного охлаждения (АВО) применяют для осуществления необходимых тепловых процессов, таких как: -охлаждение газов и жидкостей; -конденсация газа; -конденсация пара-жидкостных сред. По принципу действия АВО относят к поверхностным аппаратам, а по способу передачи теплоты к рекуперативным. Использование аппаратов воздушного охлаждения в технологических процессах нефтеперерабатывающих заводов широко распространено. АВО можно отнести к аппаратам поверхностного типа, где в качестве хладагента используют атмосферный воздух. Данные аппараты рассчитаны на работу в широком диапазоне рабочих давлений. Давление аппарата определяет охлаждаемая среда и ее температура. По конструкции различают следующие типы аппаратов: -горизонтальные АВГ; -зигзагообразные АВЗ; -малопоточные АВМ; -для вязких продуктов АВГ-В; -для высоковязких продуктов АВГ-ВВ. АВО состоит из следующих основных частей: -секций теплообменных оребренных труб; -системы подачи воздуха; -опорных металлоконструкций; Секции АВО представляют собой пучок из оребренных труб, собранных в трубной решетке и закреплённые методом развальцовки с- или без- обварки. Трубная решетка соединяется с коллектором, к которому в свою очередь подводят трубопроводы, падающие или отводящие охлаждаемую среду. Секции АВО состоят из труб с оребрением, которое выполняется методом накатки или навивки. На российских НПЗ чаще используют накатные ребра, получаемые выдавливанием ребер из алюминиевой трубы надетой на стальную. Такие трубы имеют увеличенный коэффициент теплопередачи по сравнению с гладкими, что позволяет компенсировать низкую теплоотдачу воздуха. Система подачи воздуха включает в себя: -рабочее колесо вентилятора; -электродвигатель с фундамертом; -диффузор электровентилятора; -предохранительную сетку. Секции аппарата устанавливают на опорные металлоконструкции, система подачи воздуха крепится снизу. По требованию заказчика для ремонта аппарата могут быть допоставлены отдельные части: -теплообменная секция; -трубный пучок (секции без крышек, прокладок); -крышка секции; -колесо вентилятора; -лопасть вентилятора; -жалюзи; -увлажнитель воздуха; -комплект форсунок для увлажнения воздуха; -подогреватель воздуха. Дополнительно аппарат может быть оснащен: -пневмоприводом жалюзи; -позиционером к пневмоприводу жалюзи; -увлажнителем; -подогревателем воздуха. Воздух нагнетается лопастями рабочего колеса вентилятора в межтрубное пространство. Лопасти рабочего колеса вентилятора находятся в цилиндрическом коллекторе, который предназначен для направления потока воздуха. Коллектор соединяется с теплообменной секцией с помощью диффузора. Диффузор представляет собой перевернутую четырехугольную пирамиду и способствует выравниванию скоростей потока воздуха перед входом в секцию. Диффузор коллектора вентилятора крепится к раме. К этой же раме крепятся теплообменные секции. Вентилятор с двигателем находится на специальной раме. Воздух, проходя сквозь секцию, нагревается, а продукт в трубах охлаждается или конденсируется. Для изменения расхода воздуха на секции АВО на вентиляторе устанавливается регулятор скорости вращения лопастей или частотный преобразователь. Дополнительно регулировать объем подаваемого воздуха можно при помощи изменения угла поворота лопастей вентилятора или установкой специальных устройств – жалюзей. Расположены они сразу после теплообменных секций и регулируется либо вручную либо при помощи электромеханического привода. 1.6.2 Эксплуатация аппарата воздушного охлаждения газа При выводе аппаратов воздушного охлаждения на рабочий режим при температуре воздуха (металла элементов секций, работающих под давлением) ниже минимальной рабочей температуры, указанной в паспорте на данный аппарат, т.е. ниже -20°С для аппаратов умеренного исполнения и ниже -40°С для аппаратов северного исполнения, необходимо руководствоваться нижеследующим: -подъем давления должен производиться постепенно, с тем, чтобы давление пуска в аппарате не превышало 0,25 от рабочего давления, пока температура в аппарате не будет выше минимальной рабочей температуры; -скорость подъема или снижения температуры рекомендуется не более 30°С/час; -достижение давления пуска рекомендуется осуществлять постепенно по 0,25 Р пуск. В течение часа с 15-минутными выдержками на ступенях 0,25, 0,5 и 0,75 Р пуск. Достижение рабочего давления (после подогрева аппарата) рекомендуется тоже осуществлять постепенно с 15-минутными выдержками на ступенях 0,5 и 0,75 Р раб. При остановке аппарата в зимнее время при снижении давления необходимо следить, чтобы при понижении температуры стенки до минимальной допустимой рабочей температуры аппарата, давление не превышало 0,25 от рабочего давления. При необходимости испытания на плотность секций на рабочее давление в зимнее время должны быть выполнены все требования, предъявляемые к пуску. Рекомендуется при возможности пуск, остановку и испытания проводить при температуре окружающего воздуха выше 0°С. При температурах воздуха ниже 0°С рекомендуется прогрев аппаратов. АВО более просты в эксплуатации, по сравнению с кожухо- трубчатыми теплообменниками. Наружные поверхности труб в процессе работы почти не загрязняются, поэтому уменьшаются трудоемкие ремонтные работы, кроме того отсутствуют затраты на подготовку и перекачку воды. Эксплуатация АВО более безопасна, потому что даже при внезапном выходе из строя вентилятора будет обеспечен съем тепла за счет естественной конвенции (25-30% от необходимого съема тепла). В этих условиях можно проводить нормальную безаварийную установку аппарата и всей этой установки. Для обеспечения необходимой степени охлаждения в аппарате можно регулировать расход воздуха и его температуры. Для регулирования расхода предусмотрен механизм поворота лопастей вентилятора или жалюзи, установленных над теплообменной секцией. Для регулирования температуры предусмотрены водяные форсунки установленные под вентилятором. В процессе работы возможно повреждение поверхности труб или ребер. Это может произойти вследствие попадания твердых частиц в поток нагнетаемого воздуха. Что бы избежать этого, на линии нагнетания предусмотрена установка предохранительной сетки. В процессе работы необходимо следить за ее целостностью и при необходимости заменять новой. Поскольку трубные решетки закреплены достаточно жестко, то в процессе работы могут возникнуть температурные деформации или разность температуры рабочей среды и воздуха. Для компенсации температурных напряжений при креплении трубной решетки используется шпилька с регулируемой гайкой, чтобы можно было ослабить крепление, если это необходимо. 1.7 Система импульсного газа 1.7.1 Система топливного и пускового газа Система топливного и пускового газа предназначена для очистки, осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания и на пусковое устройство (турбодетандер). Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа должна обеспечивать: -подготовку (очистку, подогрев и редуцирование давления) топливного и пускового газа в соответствии с требованиями к эксплуатации газоперекачивающих агрегатов; -подготовку (очистку, подогрев, осушку) импульсного газа; -очистку и редуцирование газа собственных нужд компрессорного цеха. Типовая схема систем подготовки топливного, пускового и импульсного газа предусматривает прохождение природным газом нескольких этапов: отбор газа из технологических трубопроводов компрессорной станции, подготовка в узле подготовки топливного, пускового и импульсного газа и направление для использования. Подготовка газа заключается в его очистке и подогреве, а также для топливного и пускового газа — редуцировании до необходимого давления. При необходимости предусматривается измерение расхода газа и одоризация. Дополнительно может предусматриваться оборудование, не участвующее в подготовке газа напрямую и предназначенное для работы основных узлов — узлы подготовки теплоносителя для подогревателя, подготовки газа на собственные нужды, блок операторной и т. д. Отбор газа осуществляется в трех точках компрессорной станции: до и после крана № 20 станции (кран, предназначенный для направления газа по магистральному газопроводу при отключении компрессорной станции в случае ремонта или аварии), из входного газопровода после узла очистки и из выходного газопровода до установки охлаждения газа. Далее трубопроводы отбора газа объединяются в коллектор, газ из коллектора направляется на узел подготовки топливного, пускового и импульсного газа для подготовки. Очистка газа. Узел очистки должен обеспечивать удаление механических примесей и жидкостей из газа. Узел очистки газа включает в себя аппараты очистки, чаще фильтры-сепараторы, запорную арматуру на входе/выходе каждой линии очистки, контрольно-измерительные приборы. Дополнительно может предусматриваться устройство автоматического слива конденсата в емкость. Качество очистки газа должно соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие для промышленного и коммунально-бытового назначения». Степень очистки и осушки газа должна исключать заедание и обмерзание исполнительных органов арматуры при низких температурах наружного воздуха. Подогрев газа. Подогрев газа осуществляется для исключения образования кристаллогидратов во внутренних полостях технологического оборудования. Узел подогрева включает в себя подогреватели газа прямого нагрева или непрямого нагрева через теплоноситель, запорную арматуру на входе/выходе узла. В качестве теплоносителя при непрямом нагреве, в основном, используются диэтиленгликоль, триэтиленгликоль или вода. Предусматриваются подводящие/отводящие линии теплоносителя с ручными затворами, защита и сигнализация при прорыве газа в полость теплоносителя. В среднем подогрев газа осуществляется на 15-25 градусов Цельсия в зависимости от температуры входящего потока и требуемой температуры потока на выходе[2][3][4]. Редуцирование давления газа. Узел редуцирования должен осуществлять снижение и автоматическое поддержание заданного давления топливного и пускового газа, обеспечивать стабильную работу во всем диапазоне выходного и выходного давления. Узел редуцирования включает в себя регуляторы давления, клапаны-отсекатели, арматуру на входе/выходе редуцирующих линий, контрольно-измерительные приборы для замера и передачи параметров давления и температуры. Входящее давление газа в узел редуцирования может составлять от 6 до 12 МПа в зависимости от особенностей магистрального газопровода (протяженности, количества компрессорных станций на магистральных газопроводах, давления газа, исходящего с установки комплексной подготовки газа и прочих факторов). Выходное давление газа может составлять от 0,4 МПа до 6 МПа в зависимости от направления дальнейшего использования среды (топливный газ на газотурбинную установку подается давлением от 0,1 до 2,5 МПа, пусковой газ на компрессор — 1,0 — 1,5 МПа). 1.7.2 Описание схемы пускового газа Пусковой газ из выходного коллектора узла регулирования по линии, через шаровой кран с ручным управлением, являющийся выходным краном пускового газа, поступает в коллектор пускового газа. Коллектор пускового газа предназначен для распределения и подачи газа к газотурбинным установкам ГПА-16Р. Для продувки трубопроводов коллектора пускового газа предусмотрена свеча с краном с ручного управления для сброса газа. Из коллектора пускового газа газ направляется по линии, через байпасный кран с ручным управлением, шаровой кран с гидропневмоприводом, затем поступает в два параллельно установленных фильтра, где очищается от мехпримесей и поступает в стартер ГТП для раскрутки турбины высокого давления с целью пуска ГПА-16Р Совершив работу в межлопастных каналах ротора турбодетандера, пусковой газ с давлением 0,5-0,8 кгс/см2 и температурой до -700С через линзовый компенсатор по трубопроводу отводится на свечу. Расход пускового газа составляет 5500 нм3/час (1,5 кгс/сек) с давлением 5 кгс/см2.  ТГ- топливный газ; ПГ- пусковой газ; ВЗК- воздухозаборная камера; ТД- турбодетандер; ОК- осевой компрессор; КС- камера сгорания; ТВД- турбина высокого давления; ТНД- турбина низкого давления; Н- нагнетатель; РЕГ- регенератор Рисунок 2 – Схема системы топливного и пускового газа 1.8 Система маслоснабжения компрессорного цеха Система маслоснабжения компрессорного цеха должна обеспечивать: прием, хранение и контроль качества турбинного масла; очистку, подачу турбинного масла к агрегатам; аварийный слив и перелив масла из маслобаков газоперекачивающих агрегатов. В состав системы маслоснабжения должны входить: -склад масел вместимостью, обеспечивающей запас масла не менее трехмесячного расхода для всех потребителей; -система маслопроводов чистого и отработанного масел цеха регенерации, а также от склада масел до потребителей; -цех регенерации, оборудованный установками для очистки масел и насосами для подачи масла к потребителям; -система маслопроводов, арматура и емкости, обеспечивающие аварийный слив и перелив масла из маслобаков всех ГПА. На складе масел должны быть установлены чистые емкости под масло общей вместимостью не менее большегрузной железнодорожной цистерны - 50 м3. Дополнительные емкости выбирают исходя из необходимости обеспечения аварийного запаса. Система маслопроводов чистого и отработанного масла должна обеспечивать следующие схемы перекачек: -подачу чистого масла из емкости непосредственно в маслобак агрегата; -слив отработанного масла из маслобаков в емкости для отработанного масла; -подачу отработанного масла из маслобаков на установку очистки масла; -слив очищенного масла в отдельную емкость; -аварийный слив и перелив масла из маслобака агрегата при пожаре в аварийную емкость. Кроме того в систему маслоснабжения цеха входит: -маслобаки агрегатов; -маслоочистительная машина и стенд очистки жидкости типа -бак для грязного масла, который установлен рядом с маслоочистительной --машиной на нулевой отметке; -газоотделители, установленные в галерее нагнетателей; -система подогревателей, служащая для подогрева масла непосредственно в маслобаках агрегатов и АВО масла. Особое внимание в системе маслоснабжения цеха уделяется системе охлаждения турбинного масла, т.к. в процессе работы ГПА смазочное масло интенсивно нагревается вследствие больших тепловыделений турбины в систему смазки, так как конструктивно турбина выполнена таким образом, что многие внутренние нагревающиеся детали охлаждаются смазочным маслом. Способы охлаждения и конструкция аппаратов для охлаждения масла разные. Наиболее широкое применение получили аппараты воздушного охлаждения (АВО) масла. 1.9 Система маслоснабжения газоперекачивающего агрегата 1.9.1 Назначение системы маслоснабжения насосных агрегатов Система маслоснабжения предназначена для принудительной смазки и охлаждения подшипников скольжения и качения магистральных насосных агрегатов, работающих в системе нефтеперекачивающей станции НПС. В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло. Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из: -рабочего и резервного масляных насосов; -маслопроводов, оборудованных фильтрами очистки масла; -рабочего и резервного маслобаков; -аккумулирующего маслобака; -маслоохладителей и запорной арматуры. Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом шестеренчатого типа, проходит через маслофильтр, подается на маслоохладители, откуда поступает на смазку подшипников магистральных агрегатов и на заполнение аккумулирующего маслобака. В случае отключения маслонасосов, масло под действием гидростатического давления из аккумулирующего маслобака подается на смазку подшипников, обеспечивая выбег насосного агрегата в течение 10 минут. Температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находиться в интервале от +200С до +700С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +700С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители. 1.9.2 Принцип работы системы маслоснабжения В систему маслоснабжения входят следующие элементы: -насос шестерёнчатый с электродвигателем; -бак масляный – представляет собой ёмкость сварной конструкции. На крышке бака имеется воздушник для вентиляции внутренней полости и жезл для визуального замера уровня масла в баке. Внутри бака имеются три перегородки для уменьшения пенообразования. Дно бака имеет уклон в одну сторону для улучшения условий опорожнения и очистки. Ко дну бака приварены лапы крепления к фундаменту и крюки для подъёма; -маслоохладитель АВОМ – состоит из двух секций. Каждая секция представляет собой горизонтальный пучок труб с наружными ребрами охлаждения и вентилятора; -фильтр масляный двойной состоит из двух патронов, корпус имеет патрубки подвода и отвода масла и лапы для крепления. Патрон фильтрующий состоит из 44 сетчатых секций. Патроны вставляются в корпус и фиксируются в осевом направлении. При работе маслоустановки в действии находится один фильтр, второй в резерве; -бак аккумулирующий – предназначен для подачи масла к подшипникам насосного агрегата во время его выбега при отключении шестеренчатого насоса. -маслоустановка выполнена со 100 процентным резервом. Масло подаётся из маслобака маслонасосом в фильтр и через маслоохладитель поступает по маслопроводу на смазку подшипников насосного агрегата. После прохождения через подшипники насосных агрегатов масло по сливному трубопроводу сливается в маслобак. В случае отключения шестеренчатого маслонасоса масло под действием гидростатического давления из аккумулирующего бака подаётся на смазку подшипников насосных агрегатов. Запуск в работу маслонасосов осуществляется как в автоматическом режиме с АРМ в операторной, так и в ручном режиме по месту в электрозале. Неисправность маслонасосов оператор наблюдает по световой и звуковой сигнализации с выпадением сообщения «неисправность маслонасосов». Световые сигнализации уровня масла в маслобаках имеет следующие сообщения: «аварийный», «минимальный», «максимальный»; температура масла «минимальная», «максимальная». Включение в работу маслоохладителей осуществляется автоматически при достижении температуры масла +65°С и отключение при достижении температуры масла +35°С с сопровождением звуковой и световой сигнализацией «включен», «отключен». Можно выделить следующие режимы управления для агрегатов маслосистемы: -основной – агрегат назначается в качестве основного при работе в автоматическом режиме; -резервный – автоматический запуск резервного маслонасоса (АВР) взамен неисправного основного; -ручной – режим индивидуального управления агрегатом кнопками по месту; -кнопочный – режим кнопочного управления, подразумевающий индивидуальное управление агрегатом через клавиатуру; ремонт – насос выведен в ремонт. Заключение В данном отчете мы рассмотрели общую характеристику предприятия, характеристику компрессорного цеха, техническое устройство ГПА-16Р «Уфа» и ГПА-16Р АЛ «Урал», центробежный компрессор, очистку газа, охлаждение газа, систему импульсного газа, систему маслоснабжения компрессорного цеха, систему маслоснабжения газоперекачивающего агрегата. Список используемых источников 1.Газовое хозяйство: Безопасность при эксплуатации. Приказы, инструкции, журналы, положения. Издательство "Альфа-Пресс", 2010. Иванов, Б.К. Машинист компрессорных установок. Учебное пособие / Б.К. Иванов. - М.: Феникс, 2014. - 305 c. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989 Козаченко А.Н. Основы эксплуатации газотурбинных установок на магистральных газопроводах: Учебное пособие: ГАНГ им. И.М. Губкина. - М.: 1993. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Термодинамические характеристики природных газов: Учебное пособие. ГПНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1993. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Основы ресурсоэнергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов. Учебное пособие: ГАНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1993. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального газопровода. ИРЦ. Газпром: 1993. |