Ремонт компрессорной станции нефтегаз

«Сервис ЭНЕРГАЗ» провел комплексное техобслуживание газокомпрессорных установок на КС №4 «Западный Тэбук»

Газовая компрессорная станция (КС) №4 «Западный Тэбук» Ухтинского ГПЗ (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») обеспечивает подготовку и компримирование попутного нефтяного газа, поступающего с Пашнинского, Савиноборского и Н. Одесовского месторождений.

Основу КС составляют три компрессорные установки (КУ) винтового типа. Каждая КУ полностью автоматизирована и размещается в отдельном блок-модуле, оснащенном системами жизнеобеспечения и безопасности. Расход газа КУ корректируется двухуровневой системой регулирования производительности.

На момент проведения комплексного техобслуживания наработка установок составила от 25 до 35 тысяч часов. Были выполнены следующие сервисные мероприятия:

• замена расходных материалов (газовых и масляных фильтров, масла в подшипниках электродвигателей);
• проверка центровки вращающихся агрегатов (компрессоров и электродвигателей);
• замеры зазоров и проверка состояния внутренних элементов компрессоров;
• регулировка и калибровка датчиков положения и позиционирования клапанов и регуляторов;
• функциональные тесты маслосистемы и системы охлаждения компрессорных установок;
• проверка эксплуатационных параметров КУ и их регулировка;
• поиск и устранение неисправностей;
• подготовка рекомендаций по замене комплектующих.

Регламентные работы по согласованному с заказчиком графику (через каждые 4 000 моточасов) осуществляют инженеры ООО «СервисЭНЕРГАЗ». Кроме того, «СервисЭНЕРГАЗ» поставляет полный комплект расходных материалов.

Плановое ТО проводится здесь в соответствии с длительным контрактом, заключенным в рамках Программы по предоставлению услуг долгосрочного сервиса. Эту программу активно развивает Группа компаний ЭНЕРГАЗ.

СПРАВКА. КС «Западный Тэбук» расположена в поселке Нижний Одес (Республика Коми). В промышленную эксплуатацию введена в конце 2013 года. Она стала третьей в списке подобных станций, построенных Лукойлом в рамках Программы по рациональному использованию ПНГ с месторождений южной части Тимано-Печоры.

Источник

Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 «Приводино»

Определение оптимального режима перекачки как одна из задач при транспортировке газа по магистральным газопроводам. Знакомство с особенностями обслуживания и ремонта оборудования компрессорной станции №14 «Приводино», анализ организационной структуры.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	02.08.2015
Размер файла	1015,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Россия занимает одно из ведущих мест по экспорту природного газа. Невероятный потенциал дала нам природа в этой отрасли. Увеличение объёмов транспортировки сегодня во многом зависит от качества обслуживания и эксплуатации трубопроводов, позволяющих из особо отдалённых частей нашего государства доставлять газ в промышленные районы и другие страны.

Основной задачей при транспортировке газа по магистральным газопроводам является определение оптимального режима перекачки, при котором используется максимальная пропускная способность с наименьшими энергозатратами на компримирование. В большей степени этот режим определяется работой компрессорных станций, которые устанавливаются по всей длине трассы газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Это расстояние рассчитывается исходя из величины падения давления газа на конкретном промежутке, а так же от существования привязки станции к ближайшим населённым пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п..

Огромную роль в оптимальном режиме работы компрессорной станции играет тип и число газоперекачивающих агрегатов (ГПА), которые в свою очередь обладают различными характеристиками и энергетическими показателями.

В настоящее время наибольшее распространение на КС получили ГПА с приводом газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Из перечисленного, особое внимание инженеров проектировщиков привлекает использование агрегатов с газотурбинными приводами. Они отвечают требованиям газотранспортных систем. А именно: высокая единичная мощность, небольшая относительная масса, удобная комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надёжности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. В связи с этим именно такой вид привода получил популярность на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов).

Из-за постоянного роста стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшим направлением многих работ в сфере трубопроводного транспорта следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

Решать эту важнейшую для отрасли задачу необходимо как за счёт ввода газоперекачивающих агрегатов нового поколения взамен старых и выработавших свой моторесурс, так и за счёт увеличения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА.

Повышение эффективности эксплуатации в свою очередь тесно связано с введением технологий энергосбережения, своевременным диагностированием оборудования ГПА, определением оптимальных режимов его работ и увеличением технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

Огромная система магистральных газопроводов нашей страны, с большим количеством установленных на них ГПА, многие из которых израсходовали свой моторесурс, обязывает работников производственных управлений по обслуживанию газопроводов досконально знать технику и технологию транспорта газа, совершенствовать свои знания на основе опыта эксплуатации и тем самым обеспечивать работоспособность и высокую эффективность эксплуатации энергомеханического оборудования на компрессорных станциях.

В данной выпускной квалификационной работе пойдёт речь об обслуживании и видам ремонтов оборудования компрессорной станции №14 ЛПУ МГ Приводино, а именно газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов.

1.1 Краткое описание объекта

Приводинское производственное управление магистральными газопроводами является одной из ячеек газопровода Вуктыл-Ухта-Торжок. Она на ряду с другими ЛПУ осуществляет перекачку газа, а так же поддержание заданного давления и расхода. Вместе с этим является основным градо- и бюджетообразующим предприятием посёлка Приводино Котласского района.

В данный момент Приводинское ЛПУ МГ — это мощное, хорошо оснащённое производство по перекачке газа. В его организационную структуру, наряду с руководством и функциональными исполнителями, входит развитая система служб и вспомогательных подразделений.

Кампрессорная станция №14 занимается эксплуатацией 1,2,3,4,5,6 ниток с 437 км по 573 км, а так же семью газопроводами-отводами общей протяжённостью 81 км на ГРС городов: Коряжма, Котлас, Великий Устюг, Красавино; посёлков: Вычегодский, Савватия, Курцево. Главной задачей Приводинского филиала является повышение технического уровня магистральных газопроводов, компрессорных цехов, обеспечение бесперебойного транспорта газа.

1.2 Данные о топографии и расположении объекта

Район расположения сети магистральных газопроводов Приводинского ЛПУ МГ является частью Архангельской области Северо-Заподного района России, лежащей на северо-западе Восточно-Европейской равнины на Русской платформе. Местность равнинная, высотные отметки не превышают 150 м над уровнем моря. Подавляющую часть территории трасс газопроводов занимают темнохвойные и смешанные леса, болота. Почвы- пойменные, дерново-подзолистые, суглинистые, болотные, торфяные.

Регион характеризуется разветвлённой сетью рек. Магистральные газопроводы пересекают в основном небольшие реки за исключением Северной Двины.

Из чрезвычайных ситуаций природного характера в регионе наблюдаются лесные и торфяные пожары. Сейсмоактивность на территории расположения трасс газопроводов не наблюдается.

Промплощадка КС покрыта почвенно-растительным слоем, мощность которого составляет 0,3 — 0,4 м. В геологическом отношении участок характеризуется ледниковыми отложениями, перекрытыми с поверхности четвертичными отложениями мощностью 20 — 30 м и представленные валунными суглинками. Осадков выпадает 25 — 53 мм в месяц. Продолжительность залегания снежного покрова составляет в среднем 199 дней. Наибольшая толщина снежного покрова на отрытом месте составляет 98 см, наблюдаемый максимум — 146 см.

1.3 Климатическая характеристика района

Климат района умеренно-континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой с устойчивым снежным покровом.

На климат данного района оказывают влияние циклоническая деятельность со стороны Атлантики и поступление воздушных масс арктического происхождения. С циклонами связана пасмурная с осадками погода, нередко с оттепелями зимой и прохладная летом. Циклоничность наиболее развита зимой и осенью. Поступление воздушных масс арктического происхождения в течение года сопровождается холодными и сухими северо-восточными ветрами, вызывающими резкие похолодания. Наиболее часто эти вторжения наблюдаются в летнее время. Со стороны Сибири нередко приходит континентальный воздух, принося сухую морозную погоду. С юга и юго-востока поступают преимущественно континентальные массы воздуха, охлажденные зимой и прогретые летом.

Ветровой режим. В течение всего года преобладают ветры южного направления. Средняя годовая скорость ветра составляет 4,2 м/с. Средние месячные скорости ветра изменяются в пределах 3,1 — 4,8 м/с. Температура воздуха. Средняя годовая температура воздуха равна 1,4 °С. Наиболее холодным месяцем является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 14,6°С. Средняя месячная температура июля, самого теплого месяца, составляет плюс 17,2°С. Абсолютный максимум температуры воздуха (плюс 37°С) отмечался в июле, а абсолютный минимум (минус 51°С) — в январе. Снежный покров обычно появляется в конце второй декады октября. Устойчивый снежный покров образуется в середине второй декады ноября, а разрушается в четвертой пятидневке апреля. Полностью снежный покров сходит в середине третьей декады апреля.

Наибольшие значения относительной влажности воздуха наблюдаются в октябре — декабре (87%), наименьшие — в мае (66%).

1.4 Организационная структура ЛПУ МГ

магистральный газопровод компрессорный станция

В целях эффективного управления производством, существует необходимость создания чёткой организационной структуры, способной рационально построить труд работающих. Руководители, специалисты и другие служащие формируют аппарат управления ЛПУМГ, количество которого распределяется относительно принятой структуре управления и объёмом выполняемых функций в любом конкретном случае.

Объем выполняемых функций регламентируется в положениях о подразделениях (службах, хозяйствах, группах и т.п.) и должностных инструкциях служащих, утверждаемых руководством ЛПУМГ. ЛПУМГ возглавляет начальник, который подчиняется первому руководителю вышестоящего предприятия. Данная типовая структура определяет состав и подчиненность подразделений и служб ЛПУ, их связь и взаимодействие в общей системе управления производством. В состав КС входит ряд служб необходимых для успешного функционирования станции, такие как: газокомпрессорная служба (ГКС), электрослужба (ЭС), автотранспортное хозяйство (АТХ), служба электрохимической защиты (ЭХЗ), линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС), диспетчерская служба. В составе ЛПУ МГ находится обширная база социального обеспечения, такие как сельскохозяйственные угодия, жилищно-комунальное хозяйство, структурно-оздоровительный комплекс и т.д. Наиболее детально организационная структура показана на Рисунке 1.

Рисунок 1 — Организационно-функциональная структура управления Приводинского ЛПУ

1.5 Работа ГКС в составе МГ

Основной службой КС является газокомпрессорная служба, в ведении которой находится шесть цехов, каждый из которых осуществляет перекачку газа по своей нитке. В каждом цеху находятся нагнетатели, приводимые газотурбинными двигателями. ГПА первого и второго цеха находятся в крытых зданиях, а остальные помещены в индивидуальные боксы.

В состав каждого цеха входят такие системы как:

— узел подключения к магистральному газопроводу;

— технологические коммуникации с запорной арматурой;

— установки воздушного охлаждения газа;

— установки очистки газа (пылеуловители);

— системы топливного, импульсного и пускового газа;

— система охлаждения смазочного масла;

— электрические устройства цеха;

— система автоматического управления и телемеханики;

— вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, вентиляции, отопления, канализации, контроля загазованности и т.д.).

Согласно технической инструкции, все эти системы периодически обязаны подвергаться гидравлическому (один раз в 8 лет), наружному и внутреннему ( раз в два года) испытаниям, работам по дефектоскопии, а так же осмотрам и проверкам согласно актам, прилагающимся к эксплуатационной документации.

Таблица 1.1- Перечень агрегатов и нагнетателей

Мощ. агрегатов, кВт

Общ. устан. Мощ. Вт

Год ввода в экспл.

Существует несколько режимов работы компрессорной станции:

При нормальной работе ГПА с наибольшей экономичностью выбирается соответствующий режим работы. Это позволяет осуществлять бесперебойную транспортировку газа в соответствии с производительностью, прописанной в техническом плане организации. В качестве самого экономичного варианта эксплуатации необходимо выбирать режим, при работе которого используется наименьшее количество ГПА. Это количество необходимо определять диспетчерской службе предприятия, в зависимости от давления в линейной части, объёмов перекачиваемого газа, числа ремонтируемых агрегатов и агрегатов, помещённых в резерв. Эти данные передаются в главную диспетчерскую компании СЕВЕРГАЗПРОМ в городе Ухта, где их собирают и обрабатывают.

Оптимизация режимов работы ГПА и КС достигается применением сменных элементов проточной части нагнетателя (рабочих колес, направляющих аппаратов и др.), изменение числа оборотов ГПА в установленном рабочем диапазоне и изменением количества и схемы включения работающих агрегатов.

Планирование режимов работы КЦ необходимо производить так, чтобы обеспечить непрерывную эксплуатацию ГПА на длительный срок.

Пуск и остановка газоперекачивающих агрегатов, а также перестройка схемы работы КС должны согласовываться с центральной диспетчерской службой (ЦДС), объединения управления Севергазпрома.

Плановые пуски, остановки и перестройки схем работы ГПА должны производиться, как правило, в дневное время суток. На каждой ГПА в КС должен быть составлен, и постоянно вестись эксплуатационный формуляр. В состав эксплуатационного формуляра ГПА должны входить основные параметры агрегата: его тип; мощность; производительность нагнетателя; срок ввода; наработка агрегата; количество пусков и вынужденных остановок; повреждение узлов и деталей ГПА; проведенные ремонты, замена узлов и деталей ГПА; наработка по наиболее нагруженным узлам и деталям ГПА с регламентированным моторесурсом; проведение модернизации и переделок; особые замечания по эксплуатации, отказам и авариям ГПА; статистические ежемесячные сведения о параметрах работы ГПА.

1.6 Характеристика технологической схемы компрессорного цеха №2

Компрессорный цех №2 осуществляет компримирование природного газа , транспортируемого по магистральному газопроводу «Ухта-Торжок II» с диаметром Дy 1200 мм и рабочим давлением 5,7 Мпа.

Цех оснащён газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 с нагнетателями 520-12-1 в количестве 5 штук. Технологической схемой КЦ предусмотрены следующие технологические процессы:

— приёмка газа из магистрального газопровода;

— предварительная очистка газа перед компримированием;

— охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа;

— обратная подача газа к магистральным газопроводам после АВО;

1.7 Описание оборудования цеха №2

1.7.1 Приводы ГТК-10-4

Газотурбинная установка ГТК-10-4 входящая в состав агрегата, выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме с «разрезным валом» (со свободной силовой турбиной). Это обеспечивает. несмотря на сравнительную простоту конструкции, высокую экономичность и маневренность установки, т. е. наиболее полное удовлетворение требований, предъявляемых условиям работы в системе газопроводов.

Номинальный режим работы газотурбинной установки при новой, чистой проточной части характеризуется следующими параметрами:

— номинальная мощность на муфте нагнетателя 10000 кет (±5%);

— коэффициент полезного действия, отнесенный к номинальной мощности на муфте нагнетателя 28%±1%;

— температура наружного воздуха + 15° С;

— давление наружного воздуха 1.033 атм;

— температура газа перед турбиной 780°С;

— скорость вращения силового вал 4800 об/мин;

— сопротивление всасывающего и выхлопного трактов 50 мм в. ст.

Для определения основных показателей установки, при условиях, отличающихся от указанных выше, даются поправочные коэффициенты мощности и КПД.

Газотурбинная установка состоит из двух механически несвязанных между собой турбин (турбины высокого давления — для привода воздушного компрессора и силовой турбины — для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера. а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки. Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается топливо. Продукты сгорания из камеры направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора; далее продукты сгорания попадают в силовую турбину, вращающую нагнетатель. После турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху, и выпускаются в атмосферу через дымовую трубу. Пуск агрегата осуществляется пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе. Топливом является перекачиваемый природный газ. Обе турбины выполнены в общем литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Ротор турбины высокого давления состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (один из подшипников опорно-упорный). Одновенечный диск турбины низкого давления крепится на консоли силового вала, который вращается в двух подшипниках, расположенных в общем корпусе (один из подшипников опорно-упорный). Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов. Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме-маслобаке.

Камера сгорания горизонтальная, прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства, горелками, огневой части и смесительного устройства. Воздухоподогреватель выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам двуугольной формы, образованным штампованным профилем листов между которыми также движется и подогреваемый воздух.

Пусковой турбодетандер установлен на блоке переднего подшипника компрессора, соединяется с ротором турбины высокого давления зубчатой передачей и снабжен расцепным устройством. Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами.

Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, установленного на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, резервного электронасоса, насосов уплотнения нагнетателя, маслобака (рама турбогруппы), аккумулятора масла, маслопроводов с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки.

Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает:

-поддержание заданной скорости вращения вала нагнетателя

-поддержание заданного перепада давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя;

-управление операциями пуска и остановки агрегата;

-защиту агрегата от недопустимых режимов условий работы.

Пуск, загрузка, управление и остановка агрегата осуществляется автоматически с центрального щита управления агрегата. Система контроля агрегата осуществляет дистанционное измерение основных эксплуатационных параметров.

1.7.2 Нагнетатель типа 520-12-1

Центробежный нагнетатель типа 520-12-1 предназначен для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам при температуре газа до минус 15° С и воздуха до минус 50° С. Привод нагнетателя осуществляется от газотурбинной установки.

Работа нагнетателя допускается по следующим схемам:

-два последовательно работающих нагнетателя;

-параллельная работа групп последовательно соединённых нагнетателей.

Регулирование режимов работы нагнетателя осуществляется изменением частоты вращения силового вала газовой турбины. Пуск нагнетателя производится под полным давлением компримируемого газа. Направление вращения ротера нагнетателя- правое, т.е. по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода. Вал ротора нагнетателя жёсткий.

Сорт масла: масло турбинное марки Тп-22 ГОСТ 9972-74

Масса нагнетателя в объёме поставки 25,0 т, в том числе масса блока собственно нагнетателя 20,6 т., и масса блока защитных устройств 0,8 т.

Масса наиболее тяжёлой части нагнетателя;

— для монтажа (блок собственно нагнетателя) — 20,6 тн

— для эксплуатации (всасывающая камера) — 5,5т.:

Техническая характеристика нагнетателя 520-12-1 представлена в таблице 1.2.

Таблица 1.2- Техническая характеристика нагнетателя 520-12-1:

Источник