Сепаратор. Общая характеристика производства

 

Таблица 4. - Состав очищаемого газа

№	Параметры	Показатели
1	Удельный вес, кг/м	0,684
2	Сернистые соединения, мг/м3	3,25
3	Теплоемкость, ккал/м3	7980
4	Состав, % масс.
	Метан	98,115
	Углекислый газ	0,020
	Этан	0,502
	Пропан	0,223
	Изобутан	0,057
	Нормбутан	0,042
	Изопентан	0,013
	Нормпентан	0,01
	Азот	1,013
	Кислород	0,005

 

- Углеводородный конденсат.

Вода и механические примеси утилизируются.

Эксплуатацию аппарата производить в соответствии с должностными инструкциями по безопасному ведению технологического процесса, рабочей инструкцией и регламентом, утвержденными руководством предприятия, эксплуатирующим аппарат, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03), ГОСТ 12.2.003-71 и ГОСТ 12.3.002-75.

Режим работы аппарата и основные эксплуатационные параметры технологического процесса должны соответствовать требованиям технологического регламента и расчетным показателям аппарата, принятым в технической документации.

Для защиты от превышения давления аппарат снабжен системой предохранительных клапанов, устанавливаемых на линии входа газа.

Для контроля за отсутствием давления внутри аппарата используется штуцер для манометра

При работе аппарата необходимо постоянное измерение, регистрация перепада давления на сепарационных элементах и сигнализация перепада выше допустимого, указанного в конструкторской документации.

 

Описание технологического процесса и схемы установки

 

. Технологическая схема сепарирования природного газа (очистка от воды, конденсата и механических примесей) соответствует проектной разработке.

. Через сепаратор проходит природный газ с процентным содержанием в нем конденсата воды и механических примесей.

. Сепарирование природного газа осуществляется при проходе его через секцию предварительной очистки от жидкости, затем через тарелку с сепарационными элементами для окончательной очистки газа от жидкости. Жидкость и механические примеси собираются в нижней части сосуда, представляющий собой сборник.

. Описание принципиальной технологической схемы процесса:

Газ поступает в аппарат через радиально расположенный штуцер входа на отбойную пластину узла входа для частичного отделения крупных капель жидкости и механических примесей, которые попадают через поддон узла входа в сборник примесей аппарата. Далее газ проходит через коагулятор, позволяющий укрупнить мелкие капли жидкости. Капли жидкости и механические частицы попадают в сборник примесей через кольцевую щель между корпусом и защитным листом. Примеси попадают в кубовую часть аппарата, откуда выводятся через штуцер выхода жидкости Ду50 или штуцер дренажа Ду100. Окончательная очистка газа происходит при прохождении через тарелку с сепарационными элементами по ГПР 445.00.010. Отсепарированная жидкость сливается с полотна тарелки через трубу Ду50 в нижнюю часть аппарата под минимальный уровень. Для очистки дренажного патрубка в случае засорения предусмотрены фланцевые разъемы.

. Схемы автоматизации и контроля.

Аппарат оборудуется устройствами в соответствии с документацией, прилагаемой к аппарату, и правилами Госгортехнадзора. Для установки приборов измерения давления, температуры, перепада давления, сигнализации, регулирования

Технические характеристики

 

Аппарат имеет следующие основные технические характеристики:

Техническая характеристика аппарата

 

 

Таблица 5. - Техническая характеристика аппарата

Параметры		Корпус		Подогреватель
Давление, МПа	Рабочее	16,0		0,6
	Расчетное	16,0		0,8
	Пробное при гидравлическом испытании*	20,0		0
Характеристика Температура, °С 1 среды	Расчетная стенки	40		150
	Минимальная рабочей среды	0		-
	Максимальная рабочей среды	30		115
	Состав, % мае.	Природный газ шС7 до С, с содержанием (% мольн.): COr0,31;H2S - 0.002;N2, углеводородный конденсат		Вода
	Взрывоопасная, пожароопасная	Да		-
	Число циклов нагружения за срок службы, не более		1000
	Внутренний объем (вместимость) м3		22,7
Площадь поверхности нагрева, и2				3,6
	Массовый расход доносителя кг/ч, не более			360,0
	Необходимость теплоизоляции		Да
Прибавка для компенсации коррозии, мм		4		2
Ветровой район по СНиП 2.01.07-85			IV
Срок службы, лет, не менее			20

 

 

Компримирование газа

циклонный пылеуловитель сепаратор очистка газ

К установке на ДКС-2 ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса на основании Протокола технического совещания по комплексному рассмотрению вопросов развития и эксплуатации Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ от 18-19 декабря 1997 г. Г. Москва приняты агрегаты ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробежным нагнетателем фирмы ТЕРМОДИН, имеющий параллельно-последовательный принцип работы. Завод-изготовитель НПО «Искра» г. Пермь. Сжатие осуществляется в одном корпусе с помощью двух отдельных секций, соединенных в обвязке ГПА разделительной арматурой для последовательно-параллельной работы. Для Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ максимальная степень сжатия 3.0.

При компримировании работа ступеней нагнетателя принята без промежуточного охлаждения. Проточная часть нагнетателя выбрана с шестью рабочими колесами и компрессор имеет обозначение RC7-4B. ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» - блочно-комплектный автоматизированный агрегат, может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от минус 45 °С до плюс 45°С. Номинальная мощность агрегата 10.0 МВт. Эффективный КПД на муфте приводного вала турбины 34%. Конечное давление 14.7 Мпа. Масса наиболее тяжелой транспортной единицы, не более 45000 кг. Масса ГПА, не более 170000 кг

Надежность ГПА:

• средняя наработка на отказ не менее 5000 ч;

• ресурс до капитального ремонта не менее 25000 ч;

• ресурс не менее 200000 ч;

• ресурс между текущими ремонтами не менее 12000 ч.

К установке на ДКС-2 ПХГ принято 9 агрегатов, подключенных для параллельной работы.

Так как газ на ДКС-2 с Канчуринского и Мусинского ПХГ в период отбора приходит с разным давлением, компримирование ведется разными группами машин.

Устройство и работа ГПА

 

Газоперекачивающий агрегат ГПА-10ПХГ-01 «Урал» представляет собой сложную автоматизированную установку в блочно-контейнерном исполнении. Принцип действия агрегата основан на повышении давления газа на выходе из агрегата до уровня, превышающего давление в хранилище при закачке или в газопроводе при отборе.

ГПА состоит из блоков и узлов заводской готовности, монтаж которых производится на месте эксплуатации. Элементы систем жизнеобеспечения ГПА установлены в блоках и узлах.

В качестве привода компрессора в ГПА используется газотурбинная установка ГТУ-10П (86-00-900-01, 86-00-900-02), входящая в блок силовой БС. ГПА-10ПХГ-01.0000-000, поставляемый по ТУ 3111-057-07504034-2002.

В состав ГПА входят:

- турбоблок с ГТУ и компpeccopoм RC7-6B

система воздухозаборная;

система подогрева циклового воздуха;

система выхлопа;

система маслообеспечения ГТУ;

система маслообеспечения компрессора;

система газовая;

система контроля газовой магистрали;

блок обеспечения;

блок управления;

система охлаждения ГТУ и трансмиссии;

площадки обслуживания и лестницы;

система пожаротушения;

В блоках организованы рабочие пространства для работы обслуживающего персонала при проведении профилактических и регламентных работ с агрегатами и аппаратурой. ГПА также оборудован рабочим и аварийным освещением.

Автоматическое управление, регулирование и контроль ГПА при пуске, работе и останове производится системой автоматического управления. Задание режимов работы и контроль состояния ГПА осуществляет оператор с пульта оператора, расположенного в операторном помещении КС.

Система воздухозаборная поз. 6 производит очистку циклового воздуха, снижение шума от работы ГТУ и формирование воздушного потока на входе в ГТУ.

Дополнительная очистка топливного и пускового газа для запуска и работы ГТУ производится фильтрами системы газовой, размещенными на стенах БО и контейнера турбоблока соответственно.

В отсеках БО размещены элементы системы маслообеспечения ГТУ и системы пожаротушения.

На крыше БО установлены аппараты воздушного охлаждения масла, с помощью которых производится охлаждение масла, циркулирующего в системах маслообеспечения ГТУ поз. 5 и компрессора RC7-6B.

Для отвода масла, конденсата, атмосферной влаги, скапливающихся в поддонах под кожухом ГТУ, в отсеке нагнетателя, маслоохладителей, и излишков масла из маслобаков при работе и регламентном обслуживании ГПА предназначена система дренажная. Для обнаружения, сигнализации, оповещения и тушения пожаров ГПА оборудован системой пожаротушения

Работа ГПА. Перекачиваемый газ по магистральному газопроводу через всасывающий патрубок поступает в центробежный компрессор, где происходит его сжатие и подача через нагнетательный патрубок и далее в контур закачки газа (последовательный режим). При параллельном режиме газ проходит через 2 всасывающих и 2 нагнетающих патрубка. Переключение режимов производится с помощью ручных кранов переключения секций в составе станционной обвязки. Для привода компрессора используется газотурбинная установка ГТУ-10П на базе двигателя ПС-90ГП-3 авиационного типа, использующая в качестве топлива технологически очищенный (перекачиваемый) газ и преобразующая энергию горения топлива в механическую энергию свободной турбины.

Подготовка и подача циклового воздуха двигателя ГТУ обеспечивается системой всасывания, отвод отработанных газов - системой выхлопного тракта.

Топливный и пусковой газ, подготовленный в соответствии с требованиями дополнительно очищаются фильтрами системы подачи топливного и пускового газа.

Подготовка и подача масла для двигателя обеспечивается системой маслообеспечения ГТУ, элементы которой в основном располагаются в блоке обеспечения.

С целью обеспечения температурных условий вокруг двигателя, а также для обеспечения шумо- и теплозащиты двигатель помещается в кожух шумотеплоизолирующий (КШТ).

Подготовка и подача масла для компрессора осуществляется системой маслообеспечения компрессора, элементы которой в основном располагаются в турбоблоке. Фильтры очистки масла для удобства обслуживания размещены в отсеке маслоагрегатов блока обеспечения.

Управление, регулирование и контроль по основным параметрам, обеспечение защит, а также представление информации о состоянии ГПА оператору и задание оператором режимов и команд обеспечивается системой автоматического управления (САУ)ГПА.

Наблюдение за работой ГПА производит оператор на пульте дистанционного управления и контроля, установленного в изолированном помещении компрессорной станции. Контрольно-измерительная аппаратура (САУ) ГПА и силовой автоматики размещена в блоке управления. Датчики САУ и исполнительные механизмы размещены в блоках, узлах и системах ГПА.

Запуск агрегата производится турбостартером двигателя, работающем на природном газе. Турбостартер раскручивает вал осевого компрессора ГТУ.

При вращении вала осевого компрессора происходит забор атмосферного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством, сжатие и подача в камеру сгорания. При достижении частоты вращения компрессора двигателя (7200 об/ мин) в камере сгорания создается требуемое для запуска двигателя, давление. В камере сгорания топливо (природный газ) смешивается с воздухом и происходит воспламенение смеси от запального устройства, при этом турбостартер автоматически отключается.

Продукты сгорания из камеры сгорания направляются на лопатки турбины газогенератора, а затем по газопроводу - на свободную турбину, где их энергия преобразуется в механическую энергию, передаваемую через трансмиссию на вал компрессора.

Отработанные газы через систему выхлопа ГТУ выбрасываются в атмосферу.

 

Охлаждение газа

В процессе компримирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС.

Конструктивно аппараты воздушного охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные (АВЗ), шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК). Принцип действия аппарата состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам.

Материальное исполнение оребренных труб определяет подразделение аппаратов воздушного охлаждения на следующие группы:

· Б1-Б5 (с биметаллическими трубами), в которых внутренние трубы выполнены из углеродистой или нержавеющей стали, а оребрение из латуни или алюминия,

·   М1У и М1А - монометаллические трубы с оребрением из алюминия, латуни и др.

Материал труб должен быть коррозийно-стойким к воздействию рабочей среды (газа), а материал ребер имеет коррозийную стойкость к атмосферному воздействию.

Длина труб в аппаратах воздушного охлаждения составляет 1,5; 3; 4; 6; 8 м; они собраны в секции, в каждой из которых имеется четыре, шесть или восемь рядов труб.

В зависимости от назначения различают следующие аппараты воздушного охлаждения: для легких продуктов, для мелких потоков, для вязких продуктов или для высоковязких продуктов.

Компоновка охлаждающих секций в аппаратах, используемых для охлаждения природного газа, горизонтальная или зигзагообразная. На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентиляторов через диффузор. Для избегания разрыва лопастей под действием центробежных сил окружные скорости лопастей вентилятора не превышают 60-65 м/с. Поэтому привод вентилятора осуществляется электродвигателем через угловой редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя. Лопасти вентилятора, как правило, выполняются штампованными.

В зависимости от условий эксплуатации выпускают аппараты воздушного охлаждения нескольких типов: Ж - с жалюзи; Н - С приводом для работы во взрывоопасной среде; В - с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 - с тихоходным электродвигателем. Кроме того, возможны следующие варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р - ручной; П - пневматический; Э - электромеханический; У - с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентилятором. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха, что дает возможность в значительных пределах регулировать температуру газа при изменении температуры наружного воздуха.

В зависимости от условий эксплуатации аппараты воздушного охлаждения также могут быть поставлены с увлажнителем.

Привод вентилятора аппарата воздушного охлаждения осуществляется от электродвигателя через редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя.

Техническая характеристика АВГ-160-Б1-1

Рабочее давление 17,0 Мпа

Пробное давление 24,4 Мпа

Поверхность теплообмена 9940 м²

Рабочая среда природный газ, жидкие углеводороды

Число рядов труб 6

Число ходов по трубному пространству 3

Число теплообменных секций в аппарате. Шт. 4

Объем трубного пространства, м³ 3,85

Электродвигатель:

тип ВАСО4-30-14-У1

мощность 30 кВт

скорость вращения 428 об/мин

количество на аппарат 4 шт.

Вентилятор:

тип колеса Осевой

диаметр колеса 2800 мм

количество лопастей 8 шт.

количество на аппарат 4 шт.

максимальный угол установки лопастей, град 15

 

6. Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа

 

Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа предназначена для подготовки газа с целью использования его в качестве топлива для двигателя ГПА, для запуска газотурбинных двигателей, а также подготовки импульсного газа для управления пневмокранами.

Установка предназначена:

для очистки газа от жидкости и мехпримесей в блоке очистки газа;

для замера общего количества газа, поступившего в блок замера;

для замера количества только топливного газа в блоке замера;

для редуцирования топливного и пускового газа в блоке редуцирования;

для осушки и хранения импульсного газа в блоке осушки и хранения импульсного газа.

 

Таблица 6. - Техническая характеристика блок очистки газа (БО-1)

Давление, Мпа:
Рабочее	7,5
Расчетное	7,5
Пробное	9,37
Температура, °С:
Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки,	100
находящейся под давлением	минус 40
минимальная рабочей среды	0
максимальная рабочей среды	40
Среда
наименование	Природный газ содержанием С02 - 1% мол., углеводородный конденсат, вода
характеристика	Пожароопасная, взрывоопасная, класс опасности 3 по ГОСТ 12.1.007-76
Прибавка для компенсации коррозии, мм	2
Расчетный срок службы, лет	20
Масса пустого блока, кг, не более	5200

Таблица 7. - Техническая характеристика блока замера газа (Б3-1)

Давление, Мпа: Рабочее Расчетное Пробное	7,5 7,5 9,4
Температура, °С: Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением минимальная рабочей среды максимальная рабочей среды	80 минус 40 минус 30 60
Среда наименование характеристика	Природный газ (состав в % по объему: СН4 - 98; С2Н6 - 0,495; С02 - 0,31; С3Н8 - 0,19; С4Н10 - 0,033; N2 - 0,65) Пожароопасная, взрывоопасная, класс опасности 4 по ГОСТ 12.1.007-76
Прибавка для компенсации коррозии, мм	2
Расчетный срок службы, лет	20
Масса пустого блока, кг, не более	2256

 

Таблица 8. - Техническая характеристика блока редуцирования и

замера газа на собственные нужды (КСБР-1)

Наименование	До входа в РДУ	После РДУ
Давление, МПа Рабочее Расчетное Пробное	7,5 7,5 9,4	0,6 0,8 0,8
Температура, °С Расчетная стенки Минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением Минимальная рабочей среды Максимальная рабочей среды	100 минус 40
	минус 40	Не менее 20
Среда: Наименование Характеристика	2 по ГОСТ Р 51330.9-99 Природный газ с содержанием СО2 - 0,1% мол.
Класс взрывоопасной зоны	Класс опасности 4 по ГОСТ 12.1.007-76, взрывоопасная, пожароопасная

Таблица 9. - Техническая характеристика блока подогревателя

топливного газа (БПГ-1)

Наименование показателей		Значения
	змеевика	корпуса	жаровой трубы
Давление, МПа: Рабочее Расчетное Пробное	7,5 7,5 11,0	Атмосферное 0,06 наливом воды
Температура, °С: расчетная стенки	100		220
минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давлением		минус 45
средняя наиболее холодной пятидневки		минус 39
минимальная рабочей среды	от 0 до 30		-
максимальная рабочей среды	60	95
Среда наименование характеристика	Природный газ	40% водный раствор ДЭГа	Дымовые газы
Прибавка для компенсации коррозии, мм			2
Расчетный срок службы, лет	10		20

 

Таблица 10. - Техническая характеристика подогревателя газа

регенерации (БП-101)

Наименование показателей		Значения
		Линия газа регенерации	Линия топливного газа
		До регулирующего клапана	После регул-го клапана
Давление, МПа: Рабочее		7,5	от 0,005 до 0,085
Расчетное		7,8	0,3
Пробное		13,5	0,5
Температура, °С:		300	100
расчетная стенки
минимально допустимая отрицательная стенки, находящейся под давление		минус 45
минимальная рабочей среды на входе		60	40
	на выходе
максимальная рабочей	на входе	___	___

 

Таблица 11. - Техническая характеристика блока редуцирования

топливного и пускового газа (БТПГ-1)

Наименование показателей	Топливный газ От входа После		Пусковой газ От входа    После
Давление, МПа: Рабочее, не более Расчетное Пробное при гидравлическом испытании	7,5 7,5 9,4	3,52 3,64 4,6	7,5 7,5 9,4	0,8 0,83 1
Температура: Расчетная стенки				80
Минимально допустимая элементов блока, находящихся под давлением Средняя наиболее холодной пятидневки района установки		Мин} Мин}	с 40 с 39
Минимальная рабочей среды		35		35
Максимальная рабочей среды	60	-	60	-

 

Среда		Природный газ по ГОСТ 5542-87
Прибавка для компенсации коррозии, мм				2
Срок службы, лет, не менее				20
Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более				0,08
Категория и группа трубопроводов для контроля сварных соединений				1Б
Герметичность		Гидравлические испытания по ОСТ 26-18-5-88
Масса,	пустого			3344
кг, не более	При гидроиспытаниях			3444