Файл: 518172 курсовая работа тема курсовой работы Узел очистка газа компрессорной станции газопровода УренгойЦентр 2 производительностью 95 млн м 3.doc
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 334
Скачиваний: 30
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
вода при вынужденной остановке (отключении) КС или сокращении подачи газа по газопроводу; подача газа по газопроводу при периодической очистке его полости очистными устройствами от механических примесей, влаги и конденсата – временный режим.
Рис.1.1 - Принципиальная технологическая схема компрессорной станции: 1 - установка очистки газопровода; 2 — установка очистки газа; 3 - газоперекачивающий агрегат; 4 — обратный клапан; 5 - установка охлаждения газа
Состав сооружений КС и их взаимное расположение могут меняться в зависимости от типа привода, мощности и технологии, назначения. По функциональному назначению и с учетом технологии и противопожарных требований площадки КС обычно разделяются на 2 зоны: производственную и служебно-производственного комплекса.
В состав производственной зоны КС входят все производственные и вспомогательные сооружения, непосредственно связанные с технологическим процессом сжатия газа: площадка газоперекачивающих агрегатов (ГПА), размещенных в индивидуальных или общем зданиях; установка очистки газ
а; установка охлаждения газа с трансформаторной подстанцией; установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов; производственно-энергетический блок (операторная диспетчерская, котельная, аккумуляторная, компрессорная, дизельная электростанция, помещения персонала и др.); блок маслохозяйства; склад горюче-смазочных материалов, резервуар пенного пожаротушения [2].В состав служебно-производственного комплекса КС входят: водопроводные сооружения с резервуарами противопожарного запаса воды; электроподстанция, служебно-эксплуатационный и ремонтный блок (ремонтно-механические мастерские, гараж, узел связи, мастерские и лаборатории служб КИП и автоматики, энергетические помещения персонала линейно-производственное управление магистрального газопровода и др.); столовая и ее вспомогательное здание склад материалов; открытая стоянка автомашин и тяжелой техники; очистные сооружения хозяйственно-бытовой канализации; мойка машин с очистными сооружениями.
Компрессорный цех состоит из группы ГПА установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), систем и сооружений, обеспечивающих его функционирование (технологии, коммуникации с запорной арматурой, установка очистки газа, установка охлаждения газа, система топливного, пускового и импульсного газа, электрические устройства цеха, система автоматического управления, системы маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляция, канализации, сжатого воздуха и др.). Для запуска и останова ГПА предусматривается рециркуляционный контур. В зависимости от типа привода на КС могут использоваться газотурбинные газоперекачивающие агрегаты, электроприводные газоперекачивающие агрегаты или поршневые.
Для предотвращения загрязнении и эрозии оборудования и трубопроводов компримированный газ необходимо очищать от механических примесей и жидкости, для этого предназначена установка очистки газа на КС, состоящая из одной или двух последовательных ступеней очистки. Первую ступень очистки обеспечивают циклонные пылеуловители, а на второй ст
упени устанавливаются фильтры-сепараторы. Их количество выбирается таким образом, чтобы в случае отключения одного аппарата для техобслуживания и ремонта, оставшиеся работающие аппараты обеспечивали необходимую степень очистки газа (обычно 4-6 аппаратов каждой ступени). Система сбора уловленных жидкостей и механических примесей установки очистки может быть выполнена отдельно или может быть объеденена с системой их сбора на установке приема и запуска очистных устройств для линейной части газопровода.Для охлаждения газа после компримирования предназначены аппараты воздушного охлаждения. Их количество, а также степень охлаждения газа подбирается так, чтобы обеспечить устойчивость линейной части и сохранность изоляции газопровода, а также увеличить его пропускную способность. Газ обычно охлаждается до температуры на 10-12 0C выше, чем температура атмосферного воздуха.
Для того, чтобы обеспечить надежную работу газотурбинных КС обычно устанавливается два внешних источника электроснабжения и аварийная электростанция. При наличии только одного внешнего источника или при его отсутствии можно использовать собственные электростанции на газовом топливе (газотурбинные или поршневые электроагрегаты).
Автоматизация КС заключается в оснащении их комплексом технических средств, таких как системы автоматического управления ГПА; централизованного контроля и управления компрессорными цехами и КС; управления общестанционными технологическими кранами; автоматического регулирования режима цеха; диспетчерской связи; местные системы автоматизации вспомогательных установок и объектов цеха и станции. Этот комплекс технических средств способствует обеспечению выполнения следующих основных задач: автоматическое управление, регулирование и защита всех технологических объектов; диспетчерский контроль и оперативный анализ фактического режима технологических объектов; сбор и подготов
ка оперативно-диспетчерской и статистической информации [2].
1.2 Состав природного газа
Метан СН4 – это основной компонент природных газов из газовых месторождений страны. В газовой смеси из чисто газовых месторождений его содержание составляет 92-98 % объемных, оставшиеся 2-8% приходятся на гомологи метана и азот.
Природный газ из газоконденсатных месторождений содержит также конденсат, включающий легкие бензиновые фракции и сжиженные углеводородные газы, которые обладающих способностью к выпадению из смеси.
Содержание метана в нефтепромысловых газах, сопутствующих месторождениям нефти, составляет от 30 до 90 % объемных. Этот газ выделяется из нефти, поднимаемой на поверхность, и, как правило, в 1 тонне добываемой нефти содержится 200-400 м3 газа при нормальных условиях.
Поскольку основная составляющая природного газа – это метан, именно его теплофизические свойства практически полностью определяют свойства газа, перекачиваемого по газопроводам [4].
Метан СН4 –бесцветный газ без запаха, плотность при нормальных условиях 0,717 кг/м3. Метан является нетоксичным веществом, но при большой концентрации в воздухе вызывает удушье. Метан переходит в сжиженное состояние при давлении 0,1 (МПа) и температуре -162 °С.
Этан С2Н6 – бесцветный газ, без запаха и вкуса, плотность – 1,342 кг/м³ в нормальных условиях. Его содержание в природных газах добываемых в чисто газовых месторождениях составляет доли процента. При увеличении содержания этана в составе природного газа повышается его теплота сгорания, что делает его ценным компонентом газообразования топлива.
Пропан С3Н6 – бесцветных газ без запаха, плотность при нормальных условиях составляет 2,019 кг/м3. Содержание пропана в природных газах чисто газовых месторожден
ий незначительно. Несколько большее его количество содержится в природных газах газоконденсатных месторождений. Пропан – легко сжижаемый газ, Тсж = -43 °С (при атмосферном давлении). При снижении давления сжиженный пропан легко испаряется, что позволяет хранить и транспортировать его в сжиженном виде при небольшом давлении, а перед использованием регазифицировать и сжигать в газообразном состоянии.
Бутан С4Н10 – бесцветный горючий газ, со специфическим запахом, существует в виде двух изомеров: нормальный бутан (н-бутан) и изобутан. Оба изомера легко сжижаются, при давлении 0,1 (МПа) и температуре -0,5 °С н-бутан переходит в жидкое состояние. Изобутан сжижается при том же давлении при температуре -10,5 °С. Благодаря легкому переходу в жидкое состояние, бутан, также как пропан, является основой сжиженных углеводородных газов. Этан, пропан и бутан характеризуются очень малыми значениями парциального давления, поэтому в газовой смеси их можно рассматривать как идеальные газы.
В природном газе, помимо вышеперечисленных углеводородов, содержатся также негорючие газы, такие как азот, диоксид углерода, кислород. В большинстве природных газов содержание азота составляет 0,5-3 % об., а углекислого газа – не более 1 % об. Кислород является сильным окислителем и его содержание в газовой смеси не должно превышать 1 % об. из соображений взрывобезопасности, а также для предупреждения коррозии оборудования.
Состав природного газа Уренгой-Центр 2 приведен в таблице 1.1 [5].
Таблица 1.1 –
Состав природного газа на месторождении Уренгой-Центр 2| Компонентный состав, % моль | СН4 – 96,34 С2Н6 – 1,56 С3Н8 – 0,43 С4Н10 – 0,18 С5Н12 – 0,01 СО2 – 0,02 N2 – 1,45 О2 – 0,01 |
| Молекулярный вес | 16,043 |
| Температура кипения, °С (при давлении 101 кПа) | -161,3 |
| Плотность при 20 °С, кг/м3 | 0,695 |
| Температура самовоспламенения, °С | 540 °С (метан) |
| Температура воспламенения, °C | 640-800 °C (метан) |
| Концентрационные пределы взрываемости с воздухом | (4,5÷14,5)% (в смеси с воздухом) |
| Токсическая опасность | 4-й класс токсической опасности |
| ПДК в воздухе рабочей зоны | 300 мг/м3 |
| ПДК в атмосферном воздухе | 50 мг/м3 (максимально-разовая) |